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OPINIÃO

Bernardo CinelliNova tecnologia propõe ganho de rendimento na produção de etanol e menor geração da vinhaça

André Lawson e Mariana WeissTarifa Branca: oportunidades em meio a incertezas

JANEIRO 2018

BOLETIM

ENERGÉTICO

DE CONJUNTURA

DO SETOR

DIRETOR Carlos Otavio de Vasconcellos Quintella

EQUIPE DE PESQUISACoordenação Geral Carlos Otavio de Vasconcellos Quintella

Superintendente de Pesquisa Felipe Gonçalves

Coordenação de Pesquisa Fernanda Delgado

Pesquisadores André Lawson Guilherme Armando de Almeida Pereira Julia Febraro F. G. da Silva Larissa de Oliveira Resende Mariana Weiss de Abreu Tamar Roitman Tatiana de Fátima Bruce da Silva

PRODUÇÃO Coordenação Simone C. Lecques de Magalhães

Execução Raquel Dias de Oliveira

Diagramação

Bruno Masello e Carlos Quintanilha

Esta edição está disponível para download no site da FGV Energia – fgv.br/energia

SUMÁRIO

OPINIÃONova tecnologia propõe ganho de rendimento na produção de etanol e menor geração da vinhaça ................................................................. 04Tarifa Branca: oportunidades em meio a incertezas .............................................. 09

EDITORIALAnálise dos resultados dos leilões do setor elétrico realizados em dezembro de 2017 ......................................................................... 14Os cortes de produção da OPEP e a política de preços de derivados da Petrobras .................................................................................... 18

PETRÓLEO .....................................................................................................22Produção, Consumo e Saldo Comercial da Balança Petróleo ............................... 22Derivados do Petróleo .......................................................................................... 28

GÁS NATURAL ...............................................................................................30Dados Gerais ....................................................................................................... 30Produção e Importação......................................................................................... 31Consumo .............................................................................................................. 32Preços ................................................................................................................... 34Prévia – Novembro 2017 ...................................................................................... 35Futuro ................................................................................................................... 37

BIOCOMBUSTÍVEIS ........................................................................................38Produção............................................................................................................... 38Preços ................................................................................................................... 40Consumo .............................................................................................................. 40Importação e Exportação de etanol ...................................................................... 42Decisões recentes que afetam o setor .................................................................. 43

SETOR ELÉTRICO ...........................................................................................07Disponibilidade ..................................................................................................... 07Demanda .............................................................................................................. 07Oferta ................................................................................................................... 07Balanço Energético ............................................................................................... 07Estoque ................................................................................................................. 07Custo Marginal de Operação – CMO ................................................................... 07Micro e Minigeração Distribuída ........................................................................... 07Expansão .............................................................................................................. 07Tarifas de Energia Elétrica ..................................................................................... 07Leilões .................................................................................................................. 07Notícias Relevantes do Setor Elétrico ................................................................... 07

ANEXO ..........................................................................................................07

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Nova tecnologia propõe ganho de rendimento na produção de etanol e menor geração da vinhaça

madura e envolve a fermentação de açúcares,

como sacarose e glicose, provenientes da cana-

de-açúcar, geralmente convertidos pela leve-

dura Saccharomyces cerevisiae. O maior produtor

mundial de etanol segue sendo, desde 2005, os

Estados Unidos, com o principal insumo para a

sua produção o milho. Esse programa de etanol é

mais recente e suas justificativas são a substituição

de aditivos promotores de octanagem na gasolina

automotiva e a redução das emissões de gases do

efeito estufa.

A QUESTÃO DA VINHAÇAEntretanto, apesar de todos os benefícios, a produ-

ção de etanol também levanta preocupações sobre

o uso excessivo de água e poluição, dentre outros

impactos ambientais. Dentre os maiores desafios

para esta indústria podem ser mencionados: o

aumento de eficiência do processo, promovendo

desta forma maior rendimento na produção de

etanol e redução nos custos de produção, concilia-

dos com as questões ambientais. Existe uma série

de debates sobre os principais riscos ambientais

resultantes dos métodos e processos de produção

utilizados, que está especialmente associado com a

Um novo processo de fermentação alcoólica está

sendo desenvolvido pelo programa de Enge-

nharia Química da COPPE/UFRJ. O processo é

uma combinação inovadora de uma tecnologia

emergente denominada destilação por membra-

nas (DM) com os fermentadores de produção

de etanol. Através desse método seria possível

aumentar o rendimento de conversão de açúcares

em etanol, promovendo um aumento na eficiência

do processo e assim maior produção de etanol.

Outro aspecto relevante da tecnologia é a redu-

ção na geração da vinhaça.

O etanol, hoje em dia, é o principal biocombustível

utilizado no mundo e sua tecnologia de produção

está baseada em uma fonte renovável de energia e

leva à redução significativa das emissões de gases,

como aqueles responsáveis pelo efeito estufa,

quando comparada com a utilização de combustí-

veis fósseis. A produção de etanol no Brasil utiliza

a cana-de-açúcar como matéria-prima. Até o ano

de 2017, o Brasil segue como o segundo maior

produtor mundial, com uma produção de 30,5

bilhões de litros na safra 2015/2016. A tecnologia

utilizada para produzir o etanol é relativamente

Por Bernardo Cinelli*

4

OPINIÃO

BOLETIM ENERGÉTICO JANEIRO • 2018

5

Por Bernardo Cinelli*

grande geração da vinhaça. A vinhaça é o efluente

gerado durante a etapa de destilação, sendo esta

produzida em grandes quantidades e apresenta um

enorme poder poluidor. Este efluente é composto

basicamente por 93% de água e 7% de sólidos,

apresenta coloração escura, com pH ácido, altos

níveis de sais dissolvidos e altas taxas de compostos

orgânicos. Apresenta ainda temperatura elevada,

alta corrosividade, alto teor de potássio e quantida-

des significativas de nitrogênio. A produção média

de vinhaça na destilaria de cana está em uma faixa

de 10 até 15 litros por litro de etanol produzido,

o que representa um enorme volume de efluente

para tratamento ou descarte. Para se ter uma ideia,

em 2016, foram gerados no Brasil mais de 300

bilhões de litros de vinhaça.

Até os anos 1980, a vinhaça era lançada direta-

mente em rios, poluindo a água em cada época

da colheita. Hoje em dia, tal disposição é proibida

em todo o país e a “fertirrigação”, que é o uso da

vinhaça nos canaviais visando à fertilização do solo,

se aplicada adequadamente, é a principal forma

de seu uso. Entretanto, os custos de disposição

são elevados devido ao grande volume de água

que deve ser transportado até às áreas de cultivo.

AUMENTO DE RENDIMENTONa maioria das usinas, o teor final de etanol no

interior do fermentador é limitado pela tole-

rância ao combustível. O próprio produto da

reação, o etanol, possui um efeito inibidor sobre

o microrganismo, limitando muitas vezes a efici-

ência do processo. Como consequência, os

processos convencionais de fermentação utiliza-

dos na indústria de etanol limitam a quantidade

de açúcar fornecida, muitas vezes diluindo com

água, para manter o teor de etanol dentro dos

fermentadores em níveis abaixo da inibição. Ao

final de cada batelada, cerca de 8% a 10% de

etanol são obtidos.

Portanto, a utilização de um processo acoplado de

remoção contínua do etanol produzido no meio

fermentativo reduz significativamente o poder inibi-

tório na atividade metabólica do microrganismo,

assim obtendo um melhor desempenho do processo

com aumento na eficiência da fermentação. Existem

algumas técnicas que podem ser aplicadas com esta

finalidade, dentre elas o uso de um sistema de sepa-

ração por membranas. Dentre as tecnologias de

membranas avaliadas no estudo, a mais promissora

foi a destilação por membranas (DM).

A TECNOLOGIA DE MEMBRANASA DM é uma tecnologia emergente que vem

chamando muito a atenção dos setores de tecno-

logia nos últimos anos, despontando hoje em

especial na aplicação para dessalinização como

uma alternativa promissora para a destilação

convencional e osmose inversa.

Na construção do módulo de DM, foram utilizadas

membranas de fibras poliméricas produzidas no

próprio laboratório da COPPE. A membrana atua

como um filtro, com milhares de poros micrométri-

cos que permitem a passagem preferencialmente

do etanol em relação aos demais componentes

presentes na dorna de fermentação. O etanol é

mais volátil do que a água e, assim, esse líquido

obtido após a passagem pela membrana, denomi-

nado de permeado, pode estar até 5 vezes mais

concentrado em etanol. Ou seja, as membranas

ficam continuamente removendo o etanol de

dentro da dorna, enquanto esse está sendo produ-

zido. Neste caso, torna-se possível uma integra-

ção entre a produção e a remoção do etanol de

forma contínua.

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A INTENSIFICAÇÃO DE PROCESSOSA intensificação de processos oferece uma possí-

vel solução que aumenta a competitividade das

indústrias, tornando os processos industriais mais

eficientes, com maior produtividade e ambiental-

mente amigáveis. A recuperação de produtos in

situ é uma forma de integração de processos em

que a formação e a separação do produto ocorrem

em um mesmo reator, através de uma combina-

ção de remoção do produto e retenção de célu-

las, levando a produtividades e rendimentos mais

elevados, possibilitando ainda o funcionamento

contínuo do processo. Distingue-se entre os méto-

dos de separação dentro do reator (submerso); e

fora do reator (externo), no qual o sistema de sepa-

ração e recuperação é localizado em um circuito

externo. Mais ainda, com a integração e imersão do

sistema de separação dentro do reator de produ-

ção de etanol, tem-se como consequência inerente

uma minimização na geração da vinhaça, tendo

em vista que esta é gerada durante a separação

convencional por destilação. Neste caso, com este

novo processo, o etanol é removido de dentro do

reator através da membrana e a água presente no

efluente é parcialmente conservada no sistema,

minimizando esta geração. A minimização na gera-

ção de efluentes líquidos ainda está alinhada com

uma nova tendência global, denominada de “zero

liquid discharge” ou ZLD. Este é um conceito de

processo que busca trazer benefícios tanto para

as indústrias e órgãos municipais, bem como para

o meio ambiente, trazendo ganhos econômicos

e sem a geração de efluente para disposição. Os

sistemas ZLD buscam empregar as mais avança-

das tecnologias de tratamento de efluentes para

purificar e reciclar praticamente todo o efluente

produzido, visando ainda atender aos requisitos de

disposição e reuso de água.

O PARALELO COM A TECNOLOGIA DE MBREmbora seja inovador o uso dessas membranas

para esse tipo de aplicação, o sistema proposto

se assemelha com os sistemas já existentes e bem

estabelecidos de MBR (do inglês “membrane

bioreactor”), amplamente utilizados em trata-

mento de efluentes municipais. A tecnologia de

MBR pode ser definida como um processo híbrido

que combina um reator biológico à tecnologia

de membrana, sendo sistemas em que os módu-

los de microfiltração ou ultrafiltração funcionam

como uma barreira, retendo a biomassa e remo-

vendo uma água mais limpa. Os módulos comer-

ciais de MBR apresentam membranas planas ou

em fibras e os módulos podem ser internos ou

externos ao tanque biológico. Assim, todo o

desenvolvimento realizado para MBR nos últimos

30 anos pode ser aproveitado para esse novo

conceito de DM submerso em dornas de fermen-

tação. Especialmente com relação à configuração

dos módulos, empacotamento e propriedades

mecânicas. Usualmente tais membranas apresen-

tam um tempo de vida útil de aproximadamente

5 anos.

VANTAGENS ECONÔMICASA tecnologia apresenta um potencial aumento na

produção anual de etanol para uma mesma capa-

cidade instalada de cana. Esse aumento na produ-

ção de etanol se deve ao aumento no rendimento

de conversão dos açúcares em etanol durante a

fermentação. De acordo com resultados obtidos

em escala de laboratório, estudos com simulado-

res de processo indicaram um potencial aumento

de até 3% na produção de etanol anual das usinas.

A tecnologia propõe ainda uma drástica redução

na geração da vinhaça, de até 70% no volume

produzido. A diminuição na geração da vinhaça se

7


traduz em valioso benefício econômico, que está

associado aos custos de logística desse efluente.

Importante ressaltar que a quantidade em massa

que entra de sais fertilizantes provenientes da

cana, como potássio, sai em sua totalidade pela

vinhaça. Logo, junto da redução do volume

gerado de vinhaça, há equivalente aumento na

concentração dos sais fertilizantes da vinhaça

destinada ao campo. Portanto menor o volume de

água será transportado juntos com a vinhaça, que

estará mais concentrada. Somente com a redução

do volume, os ganhos para uma usina de médio

porte, com capacidade de moagem de 2 milhões

de toneladas de cana por ano, poderiam chegar

a mais de R$ 4 milhões por ano. Ainda mais, a

aplicação de vinhaça, como é realizada conven-

cionalmente, não está otimizada, na prática sendo

aplicada no máximo dos limites legais visando

diminuir ao máximo os custos com seu trans-

porte. Assim, com uma vinhaça mais concentrada,

poderia se cobrir uma área maior de acordo com

a quantidade ótima necessária de potássio pelo

solo. Dessa forma, poderiam ser reduzidos ainda

os gastos com fertilizantes, e o benefício econô-

mico seria ainda maior.

Os resultados indicaram ainda uma economia

potencial no consumo de água. Essa redução

na captação de água, devido à redução de seu

consumo no processo, reduziria a demanda de

licenças adicionais industriais, as chamadas outor-

gas para captação de água. Além de ser um benefí-

cio econômico, vale destacar mais uma importante

vantagem do ponto de vista do impacto ambien-

tal. Os resultados da análise econômica preliminar

indicaram que esta rota tecnológica apresentou

viabilidade econômica dentro das premissas esta-

belecidas.

CONSIDERAÇÕES FINAISExistem muitos desafios no desenvolvimento

dessa tecnologia e as mudanças geradas no

processo que precisam ser superadas. Todavia,

com base no estudo preliminar, a oportunidade

de aplicação da tecnologia de DM nesta indús-

tria mostrou ser extremamente promissora, com

ao menos dois grandes benefícios evidentes:

o aumento na produção do etanol e a redução

na geração da vinhaça. Para ressaltar a impor-

tância de tecnologias que buscam a redução

dos custos com a logística da vinhaça, diversas

tecnologias foram apresentadas e testadas nos

últimos anos, mas sendo a concentração a prin-

cipal delas. Hoje existem diversos fornecedores

para unidade de concentração de vinhaça, e no

Brasil existem instalações fornecidas pela Citro-

tec e Dedini, por exemplo. Além do elevado

valor de CAPEX, a tecnologia tem enfrentado

dificuldades quanto à durabilidade, devido a

alta corrosão causada pela acidez e alta tempe-

ratura da vinhaça. Portanto, a solução integrada

com membrana, com um investimento igual ou

inferior, seria possível não somente para trazer o

benefício da redução da vinhaça, mas também

para aumentar a produção de etanol. Embora

a tecnologia de DM ainda seja muito recente

e em fase de desenvolvimento, existem indica-

tivos de viabilidade técnica e econômica, com

benefícios claros para a indústria, atacando

justamente um dos principais problemas apon-

tados pelo setor. Pode ainda haver uma sinergia

com demais alternativas, como a biodigestão da

vinhaça, à qual as barreiras de custo tem sido um

forte impedimento. Entretanto, a produção de

biogás a partir do uso de vinhaça concentrada

teria menor volume de reator e possivelmente

menores custos.

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Existem sinais de mudanças no cenário do setor

sucroenergético. As usinas devem, e já estão,

cada vez mais atentas a essas oportunidades, não

só pela possibilidade de aumentar suas receitas

e redução dos custos, mas principalmente como

uma questão de sobrevivência da própria empresa

no setor. A questão da vinhaça é de grande inte-

resse e um dos pontos mais relevantes apontados.

Apesar da maturidade existente do processo de

produção de etanol, ainda existem oportunida-

des de inovação no processo de primeira gera-

ção. Como qualquer investimento em pesquisa e

tecnologia, existe custo e existe risco. Para supe-

rar essas barreiras, além de incentivos, é neces-

sário principalmente um fator organizacional, que

enxergue essas oportunidades e consiga lidar com

os riscos associados. Iniciativas como o programa

RenovaBio, que busca assegurar previsibilidade

para a participação dos biocombustíveis, com

objetivo justamente de impulsionar o desenvolvi-

mento tecnológico e a inovação, poderá impulsio-

nar novos investimentos para o setor.

O processo de fermentação acoplado com a

tecnologia de DM, com a finalidade de remo-

ver continuamente o etanol produzido visando

um aumento da eficiência de conversão e menor

geração de efluente no processo, apresenta uma

grande oportunidade para a indústria do etanol

de primeira geração, tendo também um potencial

fantástico para a remoção de outros bioprodutos:

tanto na remoção do etanol celulósico ou o buta-

nol, por exemplo. Espera-se que futuras parcerias

possam levar esse desenvolvimento adiante. Até

que a tecnologia atinja a escala industrial, deve-se

implementar um projeto piloto para avaliar e apri-

morar, em maior escala, o processo aprovado em

laboratório, com potencial de desenvolver uma

tecnologia nacional com todo o sistema produ-

zido no Brasil.

Bernardo Cinelli é doutorando pelo programa de Engenharia Química da COPPE/

UFRJ. Engenheiro Bioquímico e Mestre em Engenharia química pela UFRJ. Foi

pesquisador pelo centro de pesquisas global da General Electric por 5 anos, com

experiência em projetos de desenvolvimento de tecnologia, pesquisa e inovação,

atuando na área de tecnologia, ambiental, processos químicos, bioenergia e petróleo

& gás. Focado no desenvolvimento e aplicação de tecnologias com experiência em

programas em escala de laboratório e piloto, conciliado com avaliação de viabilidade

técnico-econômica. Possui até o momento, cinco patentes depositadas, especialista

em processos com membrana e experiência no setor sucroenergético e tecnologias

waste-to-value.

* Este texto é de inteira responsabilidade do autor e não reflete necessariamente a linha programática e ideológica da FGV.


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de 60% do consumo de energia do país, é possí-

vel que a tarifa branca traga mudanças significati-

vas para o setor elétrico a partir de 2020.

Os consumidores que optarem pela nova moda-

lidade pagarão preços diferenciados de acordo

com o horário de consumo. Nos dias úteis, a

tarifa branca é dividida em três faixas de preço:

ponta, intermediária e fora de ponta. O horário

de ponta é composto por três horas diárias conse-

cutivas, definido individualmente para cada uma

das distribuidoras do país de acordo com o perfil

de demanda em sua área de concessão, o que

geralmente ocorre das 18h às 21h. O período de

1 hora anterior e 1 hora posterior ao horário de

ponta constitui a faixa intermediária. O preço da

energia nessas duas faixas é superior ao da tarifa

convencional. Nos demais horários, além de fins-

de-semana e feriados nacionais a faixa vigente é a

fora de ponta, cujo valor é inferior ao convencio-

nal, como mostra a Figura 1.

Com o início de 2018, os consumidores passa-

ram a contar com uma nova opção tarifária para

o cálculo da fatura de energia elétrica: a tarifa

branca. A partir dessa nova modalidade, depen-

dendo dos hábitos de consumo, é possível obter

uma redução no valor da conta de luz.

O novo regime se destina às unidades consumi-

doras atendidas em baixa tensão (127, 220, 380

e 440 Volts) e será adotado gradualmente. Inicial-

mente, poderão optar pela nova modalidade

aqueles consumidores cuja média de consumo

mensal é superior a 500 kWh, o que corresponde

a apenas 5% das unidades consumidoras brasilei-

ras, segundo a ANEEL. A partir de 2019, esse valor

será reduzido para 250 kWh, e em 2020 poderão

optar por migrar para nova modalidade todos os

consumidores de baixa tensão, exceto residenciais

classificados como baixa renda, beneficiários de

descontos previstos em lei e iluminação pública.

Como os possíveis adotantes representam cerca

Por André Lawson e Mariana Weiss*

OPINIÃO

Tarifa Branca: oportunidades em meio a incertezas

10


As três faixas de preço praticadas na modalidade

tarifária branca são definidas no processo de revi-

são tarifária de cada distribuidora e podem variar

de acordo com a classe de consumo, conforme

previsto nos Procedimentos de Regulação Tari-

fária – PRORET da ANEEL. Para calculá-las, a

distribuidora determina inicialmente a razão

entre o componente transporte da Tarifa de Uso

do Sistema de Distribuição (TUSD) vigente para

tarifa branca fora ponta e o vigente para a tarifa

convencional. Denominada fator kz, esta razão

pode assumir valores entre 0 e 1 e deve ser calcu-

lada com base nos perfis típicos de consumo de

cada subgrupo tarifário da distribuidora. Uma vez

definido o valor do componente transporte da

TUSD relativo à tarifa branca fora ponta, este deve

ser multiplicado, respectivamente, por 3 e por 5

para determinar os valores relativos à tarifa branca

intermediária e à tarifa branca de ponta.

Como destaca a ANEEL, a diferença entre a tarifa

branca de ponta e fora de ponta representa o

incentivo para transferir a carga do horário de

maior demanda para aqueles em que o sistema

está ocioso. Desta forma, a definição dos fato-

res kz para cada distribuidora é um ponto crucial,

dado que determinará quão interessante será a

migração dos consumidores para a tarifa branca.

Quanto mais próximo de 0, maior a diferença

entre a tarifa convencional e a tarifa branca fora

do horário de ponta e, consequentemente, maior

o incentivo dado ao cliente para migrar.

Normalmente, os maiores incentivos para adesão

à tarifa branca serão dados às classes de consumo,

como a residencial, que apresentam maior concen-

tração do consumo de energia no horário de

ponta, de forma a estimular a modulação de carga

destes consumidores. Contudo, antes de deci-

Figura 1. Comparativo entre a Tarifa Branca e a Tarifa Convencional.

Fonte: ANEEL.

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dir se deseja migrar ou não para a tarifa branca,

o cliente deve não só levar em consideração a

diferença entre as tarifas, mas também avaliar se

seus hábitos de consumo de energia elétrica são

compatíveis com a modalidade tarifária e qual a

sua possível capacidade de adaptação.

Para aqueles cujo perfil de consumo se concentra

fora do horário de ponta, como estabelecimen-

tos que funcionam apenas em horário comercial,

ou que tenham a possibilidade de adequar seus

hábitos, transferindo parte do uso da energia

elétrica para o período fora de ponta, é possível

obter uma redução no valor da fatura através do

novo regime. Consumidores que não se enqua-

drem nesses perfis, no entanto, podem acabar

pagando mais caro caso decidam aderir à tarifa

branca. Portanto, antes de decidir pela mudança,

é preciso avaliar se seria vantajoso ou não.

Postas as ressalvas, quem optar por migrar deve

informar à sua distribuidora, que terá então 30

dias para atender à solicitação e a fatura deverá

passar a apresentar o valor de consumo energé-

tico em cada período (ponta, intermediário e fora

de ponta). Caso decida retornar à tarifa conven-

cional, o consumidor também poderá fazê-lo. A

distribuidora terá, então, novo prazo de 30 dias e

uma nova solicitação para aderir à tarifa branca só

poderá ser feita após um prazo de 180 dias.

Segundo a ANEEL, o objetivo dessa nova moda-

lidade é incentivar o consumidor a utilizar a rede

de distribuição de forma mais inteligente através

de tarifas que sinalizem de forma mais adequada

qual o real custo da geração de energia ao longo

do dia. Classificado como um mecanismo de

resposta à demanda, ou demand response, essa

modalidade tarifária pode trazer uma série de

benefícios financeiros para consumidores que se

disponham a deslocar parte de sua carga de forma

a não sobrecarregar a rede nos períodos de mais

alta demanda. Uma vez que o sistema é dimensio-

nado para o atendimento nos períodos de maior

demanda, ao reduzir a carga no período de ponta,

espera-se tanto reduzir quanto postergar o investi-

mento necessário para expansão da rede.

Essa nova modalidade tarifária, no entanto, pode

gerar novos problemas para as distribuidoras. A

despeito do maior incentivo para a adesão de consu-

midores com maior concentração de consumo no

horário de ponta, uma vez que a adoção do novo

regime é opcional, inicialmente só devem migrar

aqueles consumidores que enxerguem uma vanta-

gem imediata, ou seja, cuja carga já se concentra

fora do período de ponta. Desta forma, a adoção

facultativa à tarifa branca, além de suscitar um alto

nível de incerteza, pode vir a reduzir a receita das

distribuidoras antes de gerar qualquer benefício

visível para o sistema de distribuição.

Além disso, no curto prazo, os custos das distribui-

doras devem ser alavancados, uma vez que a tarifa

branca requer a substituição dos medidores e que

os custos deste investimento competem exclu-

sivamente às concessionárias. Ademais, como a

distribuidora possui um prazo de até 30 dias para

realizar as adaptações necessárias, este processo

deve demandar custos operacionais significativos

para atender a casos pontuais.

É preciso, portanto, estar alerta com suas possí-

veis consequências. Segundo a ANEEL, a tarifa de

energia elétrica “visa assegurar aos prestadores

dos serviços receita suficiente para cobrir custos

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operacionais eficientes e remunerar investimentos

necessários para expandir a capacidade e garantir

o atendimento com qualidade”1. Sendo assim, os

custos relativos à introdução da modalidade tari-

fária branca podem ser repassados ao consumidor

nos processos de Revisão Tarifária e de Reajuste

Tarifário Anual subsequentes, ocasionando o

aumento da tarifa de energia elétrica.

Para evitar esse efeito, muitas das distribuidoras

defendem que a tarifa branca somente mediante

a sua obrigatoriedade traria os benefícios espe-

rados para o setor elétrico. Sendo obrigatória,

estaria garantida a adesão dos consumidores com

concentração de carga no horário de ponta, que

seriam estimulados pela sinalização de preços a

deslocar sua carga para horários de maior ociosi-

dade da rede. Esta mudança poderia de fato trazer

resultados interessantes para o setor elétrico e

atingir o objetivo do programa.

Entretanto, seria preciso avaliar se a obrigatoriedade

estaria de acordo com o princípio da modicidade da

tarifária. Caso a redução de custos operacionais para

o sistema não compense o vultuoso investimento

em novos medidores, a obrigatoriedade pode levar

a aumento da tarifa de energia elétrica. Ademais,

como muitos consumidores não são capazes de alte-

rar seu padrão de consumo, a obrigatoriedade de

adesão à tarifa branca levaria ao aumento expres-

sivo das faturas de energia, decorrência natural dos

custos causados por esses consumidores ao sistema.

Desta forma, uma opção seria o estabelecimento de

uma data limite para a adesão opcional dos maiores

consumidores da baixa tensão, a partir da qual se

iniciaria a fase compulsória com redução gradativa

dos limites de consumo. Tais alterações reduziriam

significativamente a incerteza das distribuidoras e

dariam tempo para o consumidor se familiarizar e

fazer os investimentos necessários para se adequar à

nova modalidade tarifária.

Sendo assim, é inegável que a incorporação da

tarifa branca pode trazer diversos benefícios ao

sistema elétrico brasileiro. No entanto, o fato de

ser opcional é ainda uma fonte de incerteza, prin-

cipalmente para as distribuidoras. Cabe à ANEEL

responder adequadamente à situação para que

não acabe por prejudicar nenhuma das partes

envolvidas no processo e possibilitar, assim, uma

maior modernização do setor.

1 Disponível em http://www.aneel.gov.br/entendendo-a-tarifa

13


André Lawson é Pesquisador na FGV Energia. Engenheiro eletricista pela Universidade

Federal do Rio de Janeiro (UFRJ) e mestre pela Pontifícia Universidade Católica do Rio

de Janeiro (PUC-Rio) no programa de Métodos de Apoio à Decisão do Departamento

de Engenharia Elétrica. Sua linha de pesquisa envolve otimização e programação

estocástica com aplicações em energia, voltada principalmente para o planejamento

do sistema elétrico brasileiro. Além disso, também possui experiência em projetos na

indústria de Óleo e Gás.

Mariana Weiss é Pesquisadora na FGV Energia. Doutoranda do Programa de

Planejamento Energético (PPE/COPPE) da Universidade Federal do Rio de Janeiro

(UFRJ), mestre em Planejamento Energético também pela COPPE/UFRJ e graduada

em Economia pela Universidade Federal Fluminense (UFF). Atua na área de geração

distribuída, fontes de energia renováveis, eficiência energética e projetos de P&D.

Possui experiência também com análises utilizando matrizes insumo-produto,

construção de cenários de demanda de energia através de modelos bottom up e

estudos relacionados aos temas padrões de consumo de energia, demand response,

smart grids e mudanças climáticas.

* Este texto é de inteira responsabilidade do autor e não reflete necessariamente a linha programática e ideológica da FGV.

BOLETIM ENERGÉTICO DEZEMBRO • 2017

14

bras, como Furnas e Chesf, não foram autorizadas

pela ANEEL a participar do certame devido a atra-

sos na execução de linhas de transmissão adquiri-

das em leilões anteriores.

A ausência das estatais e as condições de financia-

mento, além do design do leilão, foram vistos como

grandes responsáveis pelo sucesso do certame. A

forte participação do setor privado, que adquiriu

todos os lotes do leilão, pode indicar uma nova

tendência, em que a competição é priorizada com

o objetivo de aumentar a eficiência e proporcionar

menores custos de investimento no setor elétrico.

Uma política eficiente para este não deve escolher

campeões específicos, independente do perfil das

empresas, privadas ou estatais, mas sim dar condi-

ções para que o mercado competitivo e regulado

funcione corretamente.

O governo atribui o sucesso do certame ao design

do leilão, que já havia sido modificado para leilões

anteriores. A ANEEL agora atua como gestora dos

contratos, não apenas como fiscalizadora, acom-

panhando a execução do projeto para evitar atra-

Em dezembro de 2017, a expansão do setor

elétrico brasileiro foi retomada com a realização

de leilões de geração e um leilão de transmissão.

Foram realizados leilões de energia nova A-4 e

A-6, além de leilões de energia existente A-2 e

A-1. Em todos os certames, a aquisição de todos

os lotes em negociação, além da alta competitivi-

dade nos lances e deságios significativos, indicam

que os agentes do setor estão não apenas ávidos

por investimentos, após anos de pouca atividade,

mas também otimistas com as perspectivas de

desenvolvimento do setor e do país.

O leilão de transmissão de 15 de dezembro não

foi o primeiro a ser realizado em 2017, mas foi

mais bem sucedido que o leilão anterior, reali-

zado em 24 de abril. Enquanto que, no leilão de

abril, quatro lotes não tiveram interessados e não

receberam lances, todos os lotes negociados em

dezembro foram adquiridos, a um deságio médio

de 40,46%. Outra característica importante do

leilão foi a ausência de empresas estatais dentre

as vencedoras dos lotes — a primeira vez, desde

2000, que isso ocorre. Empresas ligadas à Eletro-

EDITORIAL

Análise dos resultados dos leilões do setor elétrico realizados em dezembro de 2017


15

sos. Além disso, a elevação da rentabilidade dos

projetos, realizada pela ANEEL, e o maior prazo

para a construção das linhas também contribuíram

para o aumento no número de interessados e para

o resultado final do leilão2. Ademais, proibir que

empresas com obras em atraso participem dos

certames envia um importante sinal ao mercado

— sinal este que foi ainda mais acentuado ao se

vetar a participação de estatais em tal situação.

Mesmo com a ausência das estatais, os deságios

na negociação dos lotes foram substanciais, indi-

cando que as empresas do setor privado vêm

buscando maneiras de aumentar sua competitivi-

dade. Por exemplo, a Engie, vencedora do Lote 1,

que vai investir R$ 2 bilhões para construir 1.146

quilômetros de linhas de transmissão no Paraná,

atribui sua competitividade à redução do capex

na realização do projeto, que será possível devido

a soluções de engenharia e condições favoráveis

junto às empresas de construção e fornecedores

de equipamentos. Além disso, por já ter firmado

pré-contratos com grande parte desses fornece-

dores, a empresa pretende antecipar o prazo de

construção do projeto3. Medidas como essas são

bem-vindas, indicando como a competição pode

atuar para reduzir custos que serão transmitidos às

tarifas pagas pelo consumidor. Além disso, essas

empresas privadas têm acesso a financiamento

internacional, a valores mais atraentes, contri-

buindo para uma maior oferta de ativos à sua

disposição. Entretanto, a atuação da ANEEL, fisca-

lizando esses projetos para garantir que eles são e

continuem viáveis, deve ser ainda mais presente.

Ademais, a maioria das empresas vencedoras no

leilão de transmissão é de grande porte, com

tradição no setor — fator que se traduz em redu-

ção de risco dos empreendimentos. Observou-se

também uma maior diversificação entre os ganha-

dores. Possivelmente não deverão se repetir casos

como o da Abengoa, uma empresa espanhola que

foi afetada pela crise naquele país. Por fim, o apri-

moramento na habilitação das proponentes, com

a exigência de experiência prévia e da restrição a

empreendedores com histórico de atrasos, contri-

bui para a segurança dos certames. O próximo

leilão de transmissão está previsto para junho de

2018, contribuindo para continuar a expansão do

SIN e proporcionar segurança ao sistema em um

momento de retomada da economia nacional.

Os leilões de geração também foram vistos

como bem-sucedidos pelos agentes do setor.

Assim como no caso da transmissão, o resultado

desses pleitos também foi marcado pelo deságio

expressivo no preço da energia contratada das

diferentes fontes, o que representa um grande

alívio para as distribuidoras. Além do alto número

de empreendimentos cadastrados, o que levou

a uma forte competição, outros fatores foram

determinantes para esse resultado, como a capa-

cidade ociosa da indústria, que enfrentou um

longo período sem novos projetos, e a sinaliza-

ção de queda na taxa de juros, o que cria incen-

tivos para o investimento na área, principalmente

em um momento em que o país apresenta sinais

de recuperação econômica.

2 http://www.valor.com.br/empresas/5230185/sem-estatais-setor-privado-vence-leilao-de-transmissao 3 https://www.canalenergia.com.br/noticias/53046284/engie-quer-antecipar-em-ate-um-ano-lts-e-subestacoes-arrematadas-em-leilao

16


Ao analisar o perfil dos projetos vencedores,

também se observa o predomínio de empresas

com experiência no setor, o que ajuda a reduzir o

risco dos novos empreendimentos. Do ponto de

vista financeiro, é interessante observar a partici-

pação de fabricantes como sócios, que dessa vez

ainda contou com menor participação do BNDES,

o que pode marcar uma nova tendência no setor.

A fonte eólica arrematou 51 diferentes projetos,

com uma capacidade total de 1450 MW e preço

médio com deságio superior a 64% frente ao

teto. Assim, essa fonte confirma a tendência de

aumento na participação da geração, principal-

mente no NE, onde vem respondendo por mais

da metade da energia gerada nesse subsistema

nos últimos meses.

A geração solar fotovoltaica obteve destaque no

A-4. No entanto, é importante ressaltar que sua

participação ficou restrita a esse certame, que teve

um baixo montante de energia contratada, o que

acabou por acirrar a competição e contribuir para

o preço médio final de $145,68/MWh, valor equi-

parável às demais fontes. Sendo assim, é possível

que esse preço não se repita nos próximos leilões.

Gera preocupação ao setor fotovoltaico, agora, o

fato de não haver nenhum projeto previsto para

o biênio 2019-2020. Na tentativa de impedir que

esse hiato prejudique a indústria, a Associação

Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar)

recomendou ao MME que planeje ainda para este

ano um leilão A-2 que inclua a fonte fotovoltaica,

como um Leilão de Fontes Alternativas (LFA)4.

Outro fator de destaque foi a contratação de

termelétricas a gás a preços competitivos. Cerca

de 56% da capacidade de geração contratada

no A-6 corresponde a 2 empreendimentos desse

tipo, ambos no Rio de Janeiro, no centro de carga

do sistema. Esses empreendimentos despacháveis

favorecem a operação, em virtude de absorver a

variabilidade das fontes renováveis. Por outro lado,

não houve contratação de fontes despacháveis no

NE, subsistema que conta com maior participação

de fontes intermitentes e cujos reservatórios vêm

apresentando volume muito baixo, o que pode

demandar o despacho de térmicas mais caras para

garantir a confiabilidade do sistema e que deve

ser motivo de atenção nos certames futuros.

Por fim, foram realizados os leilões de ener-

gia existente A-1 e A-2. Nesses certames, foram

realizadas contratações pontuais, que segundo

a Abradee representa menos de 1% do total da

demanda das distribuidoras do país e que foi sufi-

ciente para assegurar o atendimento à demanda

para o ano de 2018.

No dia 4 de abril, ocorrerá um novo leilão A-4,

para o qual foram cadastrados 1.672 projetos,

com capacidade total de 48.713 MW. As fontes

eólica e fotovoltaica mais uma vez lideram os

cadastros, tanto em número de empreendimentos

quanto em capacidade de geração. Além deste

certame, o Conselho Nacional de Política Ener-

gética (CNPE) indicou que existe a possibilidade

de realização de outros 3 leilões ainda este ano,

4 https://www.canalenergia.com.br/noticias/53045624/leilao-a-4-apesar-do-alivio-demanda-frustra-associacoes

17


sendo um A-6, um para o suprimento de Roraima

e outro para fontes alternativas.

Em suma, os leilões realizados em dezembro de

2017 foram importantes para o país não apenas

pelos resultados obtidos, com altos deságios,

que se traduzirão em economia para o consumi-

dor, como também por indicarem novas tendên-

cias para o setor. Com a retomada do crescimento

* Este texto não deve ser citado como representando as opiniões da Fundação Getulio Vargas (FGV). As opiniões expressas neste trabalho são exclusivamente da equipe de pesquisadores do grupo FGV Energia.

econômico, mais leilões estão previstos para

2018. A fim de garantir que esses certames

também sejam bem-sucedidos, deve-se buscar a

continuidade no emprego de boas práticas, além

de endereçar as questões levantadas pelos agen-

tes do setor, assim garantindo previsibilidade ao

mercado em um momento crucial em que o país

está retomando o crescimento e muito necessita

dessa segurança.

18

a estatal a ideia é permitir “maior aderência dos

preços do mercado doméstico ao mercado inter-

nacional no curto prazo”, dando condições de

competir “de maneira mais ágil e eficiente” (Petro-

bras, 2017).

A política anterior, de preços represados pela

estatal e pelo governo, trouxe prejuízos significa-

tivos ao desenvolvimento de um parque de refino

competitivo e diversificado no Brasil, consoli-

dando o monopólio da Petrobras no segmento.

Vários projetos de refinarias não saíram do papel,

tanto por falta de investimentos internos, quanto

por falta de atratividade desses empreendimen-

tos para o investidor externo, que enxergava, no

preço tabelado, um entrave à remuneração sobre

o capital empregado.

Uma das perguntas que mais tem sido feitas

nesses primeiros dias de 2018 é “por que os

preços da gasolina e do diesel no Brasil estão

subindo?”. Neste editorial, não se propõe prever

os preços dos combustíveis líquidos nas bombas

dos postos, mas sim, contribuir para a compreen-

são da tendência de preços destes no Brasil à luz

das oscilações dos preços dos óleos marcadores

no mercado internacional.

A nova política de reajuste de preços de combustí-

veis da Petrobras está em vigor desde 03 de julho

de 2017. Desde então, os preços da gasolina e do

diesel estão sendo alterados, às vezes, de um dia

para o outro, aos preços do petróleo no mercado

internacional e ao câmbio, visando o alinhamento

de curto prazo aos preços internacionais. Segundo

OPINIÃO

Os cortes de produção da OPEP e a política de preços de derivados da Petrobras


19

No esteio das mudanças que têm ocorrido no setor

de óleo e gás no Brasil, com foco na diversificação

do segmento e na atração de novos investimen-

tos, a nova política de preços surgiu juntamente

com o fim da Petrobras como operadora única do

pré-sal, com a renovação do REPETRO, com os

novos percentuais de conteúdo local e o tão espe-

rado anúncio de um calendário de rodadas para

2018 e 2019, entre outras alterações.

Os novos movimentos de ajustes diários dos

preços da gasolina e do diesel, entretanto, dão

maior tônica ao mercado, mas deixam confuso o

consumidor final, que não consegue acompanhar

as rápidas mudanças, especialmente quando estas

estão em uma tendência de alta. Com o aqueci-

mento do mercado internacional de petróleo nas

últimas semanas, desde dezembro de 2017 a

Petrobras aumentou o valor dos combustíveis nas

refinarias: 1,7% de aumento da gasolina e 1,1%

sobre o preço do óleo diesel no preço final da

bomba. No acumulado, de julho a dezembro de

2017, o aumento do preço da gasolina foi de 15%,

segundo a ANP (2017). Observa-se o ramp up dos

preços na Figura 1 desde o final de 2017.

Pela nova política em vigor, a Petrobras avalia

todas as condições do mercado, como cotações

dos óleos marcadores internacionais e câmbio e

procede o ajuste de preços. Por um lado, a nova

política é acertada, uma vez que demonstra que

os preços dos combustíveis flutuam de acordo

com o mercado internacional - atraindo possíveis

investidores para o downstream brasileiro (vide

as premissas do programa Combustível Brasil,

capitaneado pelo MME) - e não de acordo com

um tabelamento/ congelamento de preços do

governo. Por outro, as constantes variações inter-

nacionais, influenciadas por múltiplos motivos,

torna a variação constante5.

Figura 1: Média anual do preço do litro de gasolina comum, etanol e diesel, de 2004 a 2017

Fonte: ANP, 2017

5 https://infopetro.wordpress.com/2017/12/04/os-precos-dos-combustiveis-sobem-como-um-foguete-mas-caem-como-uma-pena-analisando-os-fatores-da-assimetria-na-transmissao-dos-precos-no-brasil/

2008 2010 2012 2014 2016 201820062004

R$ p

or lit

ro

3.75

3.00

2.25

1.50

0.75

Gasolina comum Etanol Diesel

20


Na verdade, após um período em que o balanço de

oferta e demanda, fruto da dinâmica de mercado,

ditou a tendência de baixa dos preços do petróleo

no mercado internacional, – um período conhe-

cidamente sobre ofertado, – os aspectos geopo-

líticos da oferta estão retomando sua relevância

na determinação dos preços; i.e., a OPEP esta-

ria retomando seu poder discricionário sobre o

mercado de petróleo. Nessa visão, o retorno às

explicações geopolíticas pode ser pautado pelos

seguintes condicionantes: i) aumento das tensões

no Oriente Médio ii) extensão do acordo de corte

de produção entre os países da OPEP iii) cresci-

mento da demanda e eventos climáticos no Golfo

do México, além da onda de frio no hemisfério

norte; que deram a tendência altista dos preços

do óleo cru no mercado internacional nas últimas

semanas (janeiro de 2018).

Dentre as questões geopolíticas mais importan-

tes, por exemplo, pode-se citar a tensão política

no Irã, terceiro maior produtor da OPEP, que tem

puxado para cima os preços da commodity. Adicio-

nalmente, o realinhamento político-estratégico dos

países da OPEP permitiu um rebalanceamento do

mercado, dotando-a, novamente, de um significa-

tivo poder de determinação dos preços e de aufe-

rir parcelas relevantes da renda petrolífera. Esse

mecanismo de controle dos preços é feito pelo

estabelecimento de cotas de produção. Em 11 de

janeiro de 2018 o Brent chegou a quase 70 dólares

o barril, a mais alta cotação em quase três anos, ou

seja, antes do colapso dos preços da commodity.

A OPEP formou uma aliança com a Rússia no final

de 2016, reduzindo sua produção para acabar com

um excesso que pesava sobre os preços e maltra-

tava suas economias. A coalizão concordou em

pressionar os preços até o final do ano (2018) para

eliminar os restos do excedente de oferta de petró-

leo (WorldOil, 2018). Alguns países do cartel, cujas

economias sofreram nos últimos anos, têm rece-

bido positivamente a alta dos preços, que se acele-

rou desde o final de 2017, quando a OPEP afirmou

manter este corte de produção pelos próximos 6

meses. A Arábia Saudita, por exemplo, líder de fato

da OPEP, quer o petróleo acima de 60 dólares por

barril para impulsionar o valor da petroleira estatal

Saudi Aramco antes da programada oferta pública

inicial de ações da companhia, prevista ainda para

este ano (primeiro trimestre de 2018), de modo a

diminuir o déficit no orçamento do país.

Dessa forma, segundo a Agência Internacional de

Energia (IEA, 2017), como a era do petróleo ainda

não acabou, espera-se que o crescimento da

demanda por hidrocarbonetos continue robusto

para os próximos anos, ainda que com largas

medidas de maior eficiência energética no mundo

inteiro. Pressões de aumento de demanda sinali-

zam, mormente, pressões nos preços para cima.

Em estando o petróleo em tendência de alta no

mercado internacional, estão os combustíveis

líquidos em tendência de alta no Brasil também.

Todavia, o constante aumento dos preços dos

combustíveis no Brasil já altera a rotina dos consu-

midores, como a redução do consumo de gasolina

em alguns estados (menos 3% de julho a outubro

no Rio de Janeiro; menos 13% em Minas gerais

e 12% no Paraná), e a maior procura pelo etanol

(quase 30% de aumento de demanda no mesmo

período), mesmo que com o menor poder calorí-

fero, o que leva a abastecimentos mais frequentes.

Para desonerar o consumidor final e diminuir a pres-

são inflacionária que os combustíveis exercem na

economia (o aumento do combustível pode afetar

o consumo, já que as transportadoras repassam os

21


* Este texto não deve ser citado como representando as opiniões da Fundação Getulio Vargas (FGV). As opiniões expressas neste trabalho são exclusivamente da equipe de pesquisadores do grupo FGV Energia.

custos para o produto final vendido ao consumi-

dor), uma sugestão seria alterações com periodi-

cidade certa para permitir que os consumidores

pudessem se preparar para isso. Adicionalmente, o

Governo poderia pensar em uma redução tempo-

rária da CIDE ou do ICMS, por exemplo, cobrados

Figura 2: ICMS recolhido sobre a venda da gasolina nos Estados Brasileiros, 2017

Fonte: BlogInfopetro, dados da EPE, 2017

sobre os combustíveis líquidos, que em alguns

casos, quando combinados, representam quase

50% do preço do combustível na bomba, quando

em períodos de alta de preços. Tais movimentos

exigiriam uma ação conjunta e orquestrada entre

MME, Ministério da Fazenda e CNPE.

ICMS GasolinaAC, AM, AP, RR, MT, MS, SC, SP 25%

RO 26%

MA, PI, ES 27%

PA, BA, DF 28%

TO, CE, AL, RN, PB, PE, SE, MG, PR 29%

GO, RS 30%

RJ 32%

BOLETIM ENERGÉTICO DEZEMBRO • 2017

22

Por Júlia Febraro*

Petróleo

MMbbl/d, 0,4% acima do resultado para 2016.

Este foi o quarto ano consecutivo de crescimento

na produção de petróleo nacional pela Petrobras

(ver Figura 2.1). Segundo a estatal, o resultado se

deve principalmente ao crescimento da produção

do campo de Lula, além do início da operação

da plataforma P-66 e do campo de Lapa. Outro

fator relevante foi o início da produção do FPSO

Pioneiro de Libra, no pré-sal da Bacia de Santos,

com o primeiro óleo em 26 de novembro. O Bloco

de Libra se estende por mais 1.500 km2 na Bacia

de Santos, situado a 164 km da costa do Estado

do Rio de Janeiro, ao sul da cidade de Saquarema.

O FPSO Pioneiro de Libra será capaz de atuar em

lâmina d’água de até 2.400 metros de profundi-

dade e poderá produzir 50 mil barris de óleo por

dia, com capacidade de compressão e reinjeção

de quatro milhões de metros cúbicos de gás/ dia

(Odebrecht, 2017)

A) PETRÓLEO

a) Produção, Consumo e Saldo Comercial da Balança Petróleo

O mês de novembro de 2017 apresentou produção

diária de 2,6 milhões de barris por dia (MMbbl/d),

4% abaixo dos 2,62 MMbbl/d de outubro. Na

comparação anual também houve queda em

novembro (2017), ficando 0,53% abaixo da produ-

ção de 2016 para esse mês (Tabela 2.1). Segundo

dados da ANP, em novembro, 95,3% de todo o

óleo extraído nos campos nacionais e 79,4% do gás

natural foram produzidos em campos marítimos.

O esforço exploratório brasileiro está concentrado

em 8.014 poços, sendo 732 marítimos e 7.282

terrestres, e os campos operados pela Petrobras

produziram 93,7% do total de óleo e gás natural.

Em 2017 a Petrobras bateu novos recordes de

produção média de petróleo, chegando a 2,1


23

Com relação ao pré-sal, sua produção em novem-

bro foi oriunda de 83 poços e chegou a 1,3

MMbbl/d de óleo e 52 MMm³/d de gás natural,

totalizando 1,6 MMboe/d (milhões de barris de

óleo equivalente). Esta produção correspondeu a

49,9% do total produzido no país. O campo de

Estreito, na Bacia Potiguar, segue com o maior

número de poços produtores: 1.102.

Percebe-se, portanto, que o pré-sal já responde por

praticamente metade do total de petróleo e gás natu-

ral produzidos no Brasil. Além disso, 11 anos após

sua descoberta, a área tem contribuído para impul-

sionar a participação das petroleiras estrangeiras no

setor, que já representam 33% do total da produção

Figura 2.1: Quarto ano de crescimento na produção de petróleo pela Petrobras

Tabela 2.1: Contas Agregadas do Petróleo (Barril).

Fonte: E&P Brasil, 2018

* Tendências nos últimos 12 mesesFonte: Elaboração própria a partir de dados da ANP.

Agregado nov-17 nov-17/out-17 nov-17/nov-16 Tendências out-17 nov-16Produção 77.839.300 -4,43% -0,53% 81.450.246 78.255.905

ConsumoInterno 51.571.409 -2,80% 3,26% 53.055.063 49.945.498Importação 5.434.161 -5,81% 5,77% 5.769.642 5.137.689Exportação 17.688.778 -33,50% -34,94% 26.598.539 27.188.988

no pré-sal. A tendência é de queda ainda maior da

participação da Petrobras, levando-se em conta a

entrada em operação do bloco de Libra e a retomada

do calendário de leilões (Guia Oil & Gas, 2017)6.

Em portaria publicada no dia 04 de janeiro (2018)

no Diário Oficial da União e assinada pelo minis-

tro Fernando Coelho Filho, a Pré-Sal Petróleo SA

(PPSA) deverá priorizar a realização de leilões para

a venda do petróleo da União nos projetos de

partilha da produção do pré-sal (E&P Brasil, 2018).

Segundo a portaria, a venda do petróleo da União

no pré-sal só poderá ser feita por preço inferior ao

de referência fixado pela ANP se não houver inte-

ressados na compra nessa condição.

6 http://guiaoilegas.com.br/pt/site_extras_detalhes.asp?id_tb_extras=974028

2014 2015 2016 2017

2.154

2.2182.2242.2272.1492.0602.126146 129 116

2.1442.1282.0341.9321.980

20132012

2000

1500

1000

500

0

24


Entretanto, com relação às empresas presentes

em todo o setor no Brasil, a participação da Petro-

bras ainda é majoritária e se manteve a mesma do

mês de outubro, com 94% da produção. A parti-

cipação da Statoil caiu ligeiramente pelo segundo

mês consecutivo, chegando a 2,2%, enquanto que

a da Shell subiu de 2,1% para 2,3% do total da

produção. A Figura 2.2 mostra as concessioná-

rias que participam da produção no Brasil no mês

de novembro.

Figura 2.2: Distribuição da produção de Petróleo por Operador

Fonte: ANP, 2017

Em dezembro de 2017, a Petrobras anunciou o novo

plano de negócios e gestão (PGN), onde previu-se

o início da produção em 19 novos sistemas petrolí-

feros até 2022, sendo oito deles já em 2018. Assim,

a estatal espera aumentar o volume de óleo e gás

de 2,7 MM barris/dia previstos em 2018 para 3,5

MM barris/dia em 2022, o que corresponde a um

crescimento de 29,6% (Petronoticias, 2017)7. Ainda

de acordo com a reportagem, a Petrobras totali-

zará US$ 60,3 milhões de investimentos na área de

exploração e produção de 2018 a 2022, sendo 58%

destes voltados somente ao pré-sal.

Os campos em destaque para os investimentos

são Lula e Búzios, ambos localizados no pré-sal da

bacia de Santos. Juntos, os campos deverão rece-

94%

Petrobras

Shell Brasil

Statoil Brasil O&G

Chevron Frade

Outros

2,3%

0,7%

0,7%2,2%

ber quase US$ 16 bilhões em investimentos no perí-

odo de 2018 a 2022 (Petronoticias, 2017)8. A Bacia

de Campos também está no radar da Petrobras,

que pretende investir US$ 18,9 bilhões até 2022 na

região, que ainda responde por 50% da produção da

estatal, além da adição de quatro novas plataformas

à região (Tartaruga Verde e Mestiça em 2018; Revi-

talização de Marlim 1 e 2 em 2021, e o Integrado

Parque das Baleias em 2021) (Petronotícias, 2017).

Sobre a balança comercial do setor petrolífero,

as importações caíram ligeiramente (-5,8%) em

novembro, chegando a 5,4Mbbl (mês), valor 6%

superior ao mesmo mês do ano anterior. Com rela-

ção às exportações, foi registrada uma queda mais

expressiva (-33%) no mês de novembro, assim

7 https://petronoticias.com.br/archives/106704?utm_source=feedburner&utm_medium=email&utm_campaign=Feed%3A+Petronotcias+ %28PetroNot%C3%ADcias%29

8 https://petronoticias.com.br/archives/106711?utm_source=feedburner&utm_medium=email&utm_campaign=Feed%3A+Petronotcias+ %28PetroNot%C3%ADcias%29

25


como na comparação anual (-35%), chegando a

17MMbbl, o menor valor dos últimos 12 meses.

Apesar das quedas do mês de novembro, o volume

de petróleo exportado em 2017 foi o maior da histó-

ria, chegando a representar 6,7% de todas as expor-

tações brasileiras. Levando-se em conta os valores já

disponibilizados pela ANP, de janeiro a novembro o

Brasil exportou 360 milhões de barris equivalentes

de petróleo, já superando os 306,6 milhões expor-

tados durante todo o ano de 2016. Ainda segundo

a reportagem, os números são reflexo da política da

Petrobras de “produzir muito, refinar pouco e expor-

tar grande parte do óleo cru, sem valor agregado”.

Figura 2.3: Contas Agregadas do Petróleo (Barril)

Figura 2.4: Contas Agregadas do Setor Petróleo, acumulado 12 meses (Barril)

Fonte: Elaboração própria a partir de dados da ANP.

Fonte: Elaboração própria a partir de dados da ANP.

No acumulado de 12 meses, houve uma redução

da diferença entre Produção e Consumo, após 18

meses consecutivos de crescimento. Com relação

à conta petróleo, que representa o saldo entre

Exportações e Importações, verificou-se queda

no acumulado de 12 meses, contribuindo nega-

tivamente para o saldo em transações da balança

comercial em novembro (Figura 2.4).

-150,00

-100,00

-50,00

0,00

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

300,00

350,00

0,00

200,00

400,00

600,00

800,00

1000,00

1200,00

jul/05

jan/06

jul/06

jan/07

jul/07

jan/08

jul/08

jan/09

jul/09

jan/10

jul/10

jan/11

jul/11

jan/12

jul/12

jan/13

jul/13

jan/14

jul/14

jan/15

jul/15

jan/16

jul/16

jan/17

Saldo(M

ilhõe

s)

Milh

ões

SaldodaBalançaComercial ImportaçãoAcum ExportaçãoAcum ProduçãoAcum ConsumoAcum

0102030405060708090

jun-12

set-12

dez-12

mar-13

jun-13

set-13

dez-13

mar-14

jun-14

set-14

dez-14

mar-15

jun-15

set-15

dez-15

mar-16

jun-16

set-16

dez-16

mar-17

jun-17

set-17

Milhõe

s

Importação Exportação Produção Consumo

26


Na visão do secretário de Petróleo, Gás Natural e

Biocombustíveis, do MME, Márcio Felix, 2018 será

um ano de consolidação de várias iniciativas de

anos anteriores, o que pode resultar em melho-

rias no ambiente produtivo do país. Segundo ele,

o maior desafio atual se concentra no processo

de renegociação da Cessão Onerosa e, para tal,

espera-se conseguir viabilizar um leilão do exce-

dente da cessão onerosa para breve. Em reporta-

gem da TN Petróleo (2018)9, foram listados outros

temas que o secretário acredita que serão trata-

dos ainda nesse ano que se inicia: a comerciali-

zação do óleo e gás da união; a preparação para

os leilões da 15ª Rodada de concessões (em 29

de março) e o da 4ª Rodada de partilha (em 7 de

junho); o início da oferta permanente de áreas a

partir de maio (2018), que será a maior licitação da

história do país, com mais de 846 oportunidades;

a atração de investimentos em refino; e a consoli-

dação do onshore brasileiro.

Com relação a este último ponto, adiantamos que

no último dia 18 de janeiro foi criado o Comitê Dire-

tivo do Programa de Revitalização das Atividades de

Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural

em Áreas Terrestres (Reate)10. O objetivo do comitê é

propor e monitorar ações, projetos e políticas para o

incremento das atividades de E&P em terra no país.

Com reuniões a cada seis meses, o comitê espera

estar a par da evolução das ações propostas pelo

grupo de trabalho do Reate e, sempre que possível,

propor novas ações. (E&P Brasil, 2018)11.

Passando para a análise dos preços internacionais,

segundo o Energy Information Administration, EIA

(Figura 2.5), a média de preços do óleo tipo Brent

subiu pelo quinto mês consecutivo, chegando a

US$ 62,71/bbl. O WTI também segue tendên-

cia altista e atinge US$ 56,64/bbl em novembro.

Os eventos geopolíticos que explicam a alta dos

preços dos óleos marcadores no mercado inter-

nacional são descritos e analisados no Editorial

desse Boletim (Os cortes de produção da OPEP

e a política de preços de derivados da Petrobras).

Apesar de estarmos analisando dados do mês de

novembro de 2017,nesta edição adiantamos que

em janeiro (2018), o Brent atingiu a mais alta cota-

ção em quase três anos, chegando a ser cotado a

US$ 69,37 o barril. Este valor ficou próximo aos de

2014, antes do colapso dos preços da commodity.

A entrada em vigor dos cortes de produção anun-

ciados pela OPEP, a queda nos estoques mundiais

e o aumento de tensões geopolíticas acabaram

mais do que compensando as preocupações

mundiais com relação à alta na produção de xisto

nos Estados Unidos (Folha de São Paulo, 2018)12.

Segundo projeções da agência Moody’s, os preços

do petróleo deverão estar situados na faixa de 40 a

60 dólares por barril em 2018. É previsto também

que a produção crescente de shale dos Estados

Unidos siga pressionando os preços, assim como

as possibilidades de não cumprimento dos cortes

de produção acordados (Guia Oil & Gas, 2018)13.

9 http://www.tnpetroleo.com.br/noticia/a-prioridade-e-a-cessao-onerosa-por-armando-cavanha/10 Para mais informações, vide Coluna de Opinião FGV Energia “O Programa Reate e a Desmistificação do Fraturamento Hidráulico

no Brasil” de 08/01/2018. Disponível no link a seguir: http://fgvenergia.fgv.br/opinioes/o-programa-reate-e-desmistificacao-do-fraturamento-hidraulico-no-brasil

11 http://epbr.com.br/reate-ganha-comite-diretivo/?utm_term=Reate+ganha+Comite+Diretivo.+CEL+da+15a+rodada+e+ montada.+Novo+modelo+de+compras+da+Petrobras&utm_campaign=Comece+seu+dia+bem-informado&utm_source=e-goi&utm_medium=email

12 http://www1.folha.uol.com.br/mercado/2018/01/1949562-petroleo-encosta-nos-us-70-e-retorna-ao-nivel-de-2015.shtml 13 http://www.guiaoilegasbrasil.com.br/pt/site_extras_detalhes.asp?id_tb_extras=974976

27


Voltando à produção brasileira, em novembro

(2017), com exceção do Maranhão, todos os outros

estados apresentaram quedas em suas produções.

O destaque negativo foi o estado do Amazonas,

cuja produção atingiu o menor valor dos últimos

doze meses após a queda de 9% em novembro.

As produções onshore do Rio Grande do Norte e

de Sergipe também atingiram os menores valores

dos últimos doze meses, após as quedas de 6% e

5%, respectivamente, no mês analisado.

Figura 2.5: Preço Real e Projeção ($/Barril).

Tabela 2.4: Produção por Estado (Barril).

Fonte: Elaboração própria a partir de dados da EIA (Deflator - CPI US)


57,64

64,10

-505101520253035

020406080

100120140160

jun-10

set-10

dez-10

mar-11

jun-11

set-11

dez-11

mar-12

jun-12

set-12

dez-12

mar-13

jun-13

set-13

dez-13

mar-14

jun-14

set-14

dez-14

mar-15

jun-15

set-15

dez-15

mar-16

jun-16

set-16

dez-16

mar-17

jun-17

set-17

dez-17

Spread WTI Brent

UF Localização nov-17 nov-17/out-17 nov-17/nov-16 Tendências out-17 nov-16Onshore 92.492 -9,11% -19,37% 101.765 114.709Offshore 3.372 21,69% 13,20% 2.771 2.979

AM Onshore 562.963 -9,08% -12,02% 619.206 639.852Onshore 937.391 -5,69% -9,77% 993.990 1.038.866Offshore 17.122 -2,88% -2,44% 17.629 17.550Onshore 35.933 -6,82% -10,55% 38.561 40.172Offshore 130.619 3,57% -12,74% 126.114 149.689Onshore 333.609 -4,14% -6,54% 348.030 356.949Offshore 10.360.798 -3,04% -14,27% 10.686.147 12.084.898

MA Onshore 1.751 3,50% 0,75% 1.692 1.738RJ Offshore 54.938.273 -3,95% 2,73% 57.197.159 53.477.110

Onshore 1.145.987 -6,39% -18,61% 1.224.159 1.408.093Offshore 168.669 -7,41% -2,39% 182.158 172.803

SP Offshore 8.434.967 -8,40% 7,12% 9.208.818 7.874.253Onshore 511.738 -5,62% -25,44% 542.221 686.367Offshore 163.616 2,37% -13,83% 159.826 189.877

77.839.300 -4,43% -0,53% 81.450.246 78.255.905

SE

Total

AL

BA

CE

ES

RN

28


B) DERIVADOS DO PETRÓLEOEm novembro, a produção dos principais deriva-

dos de petróleo apresentou queda com relação a

outubro: com queda de quase 11%, a produção de

gasolina foi o destaque negativo do mês, o que a

levou ao menor valor dos últimos 12 meses. Diesel

e óleo combustível também tiveram quedas signifi-

cativas em suas produções, de 11% e 10%, respec-

Tabela 2.5: Contas Agregadas de derivados (Barril)


tivamente. Diesel (-3,85%) e QAV (-4%) também

registraram queda com relação a outubro. Com

relação às exportações, o destaque negativo foi o

óleo combustível, pois a queda de quase 43% em

novembro levou a produção deste derivado para

o menor valor dos últimos 12 meses. No caso da

gasolina, a variação foi positiva e de 22%.

Em novembro de 2017, após 5 meses, os preços de

realização interna da gasolina voltaram a ficar ligei-

ramente superiores aos de referência internacional.

No caso do diesel, seus preços domésticos seguem

superiores aos internacionais, diferentemente do

GLP, cujos preços internacionais estão maiores. Ainda

para a este último, a diferença aumentou no mês de

novembro. Com relação ao óleo combustível, os

preços internacionais e domésticos estão andando

juntos desde novembro do ano passado (Figura 2.6).

Combustível Agregado nov-17 nov-17/out-17 nov-17/nov-16 Tendências out-17 nov-16Produção 12.309.803 -10,94% -10,78% 13.822.297 13.796.386Consumo 21.606.574 -2,93% 26,94% 22.258.165 17.020.558

Importação 1.177.291 -41,44% 17,64% 2.010.498 1.000.756Exportação 68.843 22,30% - 56.292 679.929Produção 21.295.682 -3,85% -0,93% 22.148.441 21.494.547Consumo 29.188.756 -5,60% 13,41% 30.918.872 25.738.222

Importação 8.022.213 -5,21% 75,44% 8.463.222 4.572.720Exportação 1.812 - - 0 0Produção 3.731.842 -10,82% 1,32% 4.184.794 3.683.055Consumo 6.902.796 -0,28% -0,10% 6.921.945 6.909.983

Importação 709.217 -44,66% -49,44% 1.281.576 1.402.835Produção 3.359.947 -4,30% 5,46% 3.510.758 3.186.066Consumo 3.534.891 -1,81% 6,37% 3.600.145 3.323.267

Importação 0 - - 640.639 0Exportação 0 - - 0 4.310Produção 5.863.497 -9,99% 4,04% 6.514.210 5.635.725Consumo 2.149.000 -20,73% 43,17% 2.710.934 1.501.050

Importação 149 - -99,61% 0 38.372Exportação 655.320 -42,55% -34,73% 1.140.655 1.004.067

Gas

olin

aDi

esel

QAV

Óle

oCo

mbu

stív

elGLP

29


Figura 2.6: Preço Real dos combustíveis X referência internacional (R$/l)

Fonte: Elaboração própria a partir de dados do MME e EIA. Deflator: IPCA.

(1) Devido à indisponibilidade de dados, os preços de referência são a cotação do final do mês e não incluem custo de internação

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

jun-13

set-13

dez-13

mar-14

jun-14

set-14

dez-14

mar-15

jun-15

set-15

dez-15

mar-16

jun-16

set-16

dez-16

mar-17

jun-17

set-17

R$/t

GLP

RealizaçãoResidencial Referência RealizaçãoIndustrial

500

700

900

1100

1300

1500

1700

1900

2100

jun-13

set-13

dez-13

mar-14

jun-14

set-14

dez-14

mar-15

jun-15

set-15

dez-15

mar-16

jun-16

set-16

dez-16

mar-17

jun-17

set-17

R$/t

ÓleoCombus?vel

Realização Referência

0,00

0,50

1,00

1,50

2,00

2,50

3,00

jun-13

set-13

dez-13

mar-14

jun-14

set-14

dez-14

mar-15

jun-15

set-15

dez-15

mar-16

jun-16

set-16

dez-16

mar-17

jun-17

set-17

R$/l

Diesel


0,00

0,50

1,00

1,50

2,00

2,50

jun-13

set-13

dez-13

mar-14

jun-14

set-14

dez-14

mar-15

jun-15

set-15

dez-15

mar-16

jun-16

set-16

dez-16

mar-17

jun-17

set-17

R$/l

Gasolina


30

Por Larissa Resende*

Gás Natural

Em relação ao consumo de gás natural, este apre-

sentou um aumento de 1,9MMm³/dia, sendo

registrado o montante de 96,8MMm³/dia. Já se

comparado ao consumo de gás deste mesmo perí-

odo do ano anterior, este sofreu aumento de 17,5%.

Embora o consumo tenha aumentado, devido ao

aumento da oferta de gás nacional, o volume de

gás importado sofreu queda de 0,3%. Maiores

detalhes podem ser observados na Tabela 3.1.

A) DADOS GERAIS A produção de gás natural nacional no mês de

outubro foi de 114,6 MMm³/dia, estando acima da

produção de setembro em 0,5% e 5,6% acima da

produção deste mesmo período do ano anterior.

Já a oferta de gás nacional atingiu o seu maior

valor dos últimos 12 meses, passando de um

volume ofertado de 61,9MMm³/dia em setembro

para 65,3MMm³/dia em outubro.

Tabela 3.1: Contas Agregadas do Gás Natural (em MMm³/dia)

Fonte: Elaboração própria a partir de dados do MME.

out-17 out-17/set-17 out-17/out-16 12meses set-17 out-16ProduçãoNacional 114,6 0,5% 5,6% 114,0 108,5

Ofertadegásnacional 65,3 5,4% 15,9% 61,9 56,3Importação 37,3 -0,3% 17,8% 37,4 31,6Consumo 96,8 2,0% 17,5% 94,9 82,4


31

B) PRODUÇÃO E IMPORTAÇÃONo mês de outubro a parcela de gás natural produ-

zida que ficou indisponível ao mercado apresen-

tou queda de 5,3%, sobretudo devido à queda

do volume de gás reinjetado, que apresentou

declínio de 2,8 MMm³/dia (9,1%), e a absorção

em UPGN’s, que apresentou queda de 2,6%. Já

em relação ao consumo interno em E&P e o gás

perdido na queima, estes apresentaram aumento

de 1,0% e 0,4%, respectivamente. O volume

queimado no processo de produção registrou o

maior valor dos últimos 12 meses, no montante

de 3,4 MMm³/dia, como pode ser observado na

Tabela 3.2.

Gráfico 3.1: Produção nacional bruta (em MMm³/dia

Tabela 3.2: Produção de Gás Natural (em MMm³/dia)



O Gráfico 3.1 apresenta a produção nacional bruta

desfragmentada em oferta nacional e as parcelas

de gás indisponíveis para consumo, onde é possível

observar o crescimento da oferta de gás nacional se

comparado aos demais meses do ano de 2017 e à

média de gás ofertada nos sete anos anteriores.

out-17 out-17/set-17 out-17/out-16 12meses set-17 out-16114,6 0,5% 5,6% 114,0 108,5

Reinjeção 27,6 -9,1% -9,1% 30,4 30,4Queima 3,4 0,4% -8,9% 3,4 3,7

ConsumointernoemE&P13,8 1,0% 3,8% 13,6 13,3

AbsorçãoemUPGN's 4,6 -2,6% -4,8% 4,7 4,8Subtotal 49,3 -5,3% -5,4% 52,1 52,2

65,3 5,4% 15,9% 61,9 56,357,0% 4,8% 9,7% 54,3% 51,9%

Prod.NacionalBruta

Prod

ução

Indisp

onível

OfertadegásnacionalOfertnacional/Prod.Bruta

-10

10

30

50

70

90

110

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

jan-17

fev-17

mar-17

abr-17

mai-17

jun-17

jul-17

ago-17

set-17

out-17

nov-17

dez-17

Ofertadegásnacional Reinjeção Queima&Perda Consumonasunid.DeE&P AbsorçãoemUPGN's

32


Analisando o volume de gás natural importado

no mês de outubro (2017), que se encontra apre-

sentado na Tabela 3.3 e no Gráfico 3.2, embora

seja possível observar um aumento de 17,8% ao

comparar com o volume importado no mesmo

período do ano de 2016, houve uma leve queda se

comparado ao mês de setembro (2017). Enquanto

o volume de gás importado via GASBOL em outu-

bro foi de 27,5 MMm³/dia, representando uma

redução de 8,5% se comparado ao mesmo perí-

odo do ano anterior, o volume de GNL regaseifi-

cado foi de 9,8 MMm³/dia, 8,2 MMm³/dia acima

do volume regaseificado no mesmo período do

ano anterior.

Tabela 3.3: Importação de Gás Natural (em MMm³/dia)

Gráfico 3.2: Oferta de gás natural no Brasil (em MMm³/dia)



out-17 out-17/set-17 out-17/out-16 12meses set-17 out-16Gasoduto 27,5 0,1% -8,5% 27,5 30,1

GNL 9,8 -1,6% 517,1% 9,9 1,6Total 37,3 -0,3% 17,8% 37,4 31,6

0

20

40

60

80

100

120

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

jan-17

fev-17

mar-17

abr-17

mai-17

jun-17

jul-1

7

ago-17

set-17

out-17

nov-17

dez-17

Ofertanacional Importaçãoporgasoduto ImportaçãodeGNL

C) CONSUMOO consumo de gás natural no mês de outubro apre-

sentou um aumento de 1,9 MMm³/dia se compa-

rado ao mês de setembro e de 14,4 MMm³/dia ao

se comparar ao mesmo período do ano anterior,

resultando em um total de gás de 96,8 MMm³/dia.

Enquanto o consumo de gás natural para geração

elétrica foi de 45,2MMm³/dia, aumento de 5,9%

se comparado ao mês de setembro e 44,9% se

comparado ao mesmo período do ano anterior -

registrando o maior consumo dos últimos 12 meses,

aquele referente aos consumidores industriais foi

de 40,8 MMm³/dia, 1,2% abaixo do consumido

em setembro e 0,3% abaixo do consumo do ano

33


anterior. A parcela de consumo referente ao setor

automotivo e segmento de cogeração também

alcançaram suas maiores marcas dos últimos 12

meses, ficando em 5,5 MMm³/dia e 2,8 MMm³/dia,

respectivamente. O consumo dos segmentos resi-

dencial e comercial apresentaram queda de 16,9%

e 2,5%, respectivamente, como pode ser obser-

vado na Tabela 3.4.

out-17 out-17/set-17 out-17/out-16 12meses set-17 out-16Industrial 40,8 -1,2% -0,3% 41,3 40,9

Automotivo 5,5 0,0% 8,3% 5,5 5,1Residencial 1,1 -16,9% -13,1% 1,4 1,3Comercial 0,8 -2,5% -8,1% 0,8 0,9

GEE 45,2 5,9% 44,9% 42,7 31,2Cogeração 2,8 4,1% 9,8% 2,7 2,5

Total 96,8 2,0% 17,5% 94,9 82,4

Tabela 3.4: Consumo de Gás Natural (em MMm³/dia)


Como é possível observar no Gráfico 3.5, o consumo

para geração elétrica nos últimos três meses tem

se concentrado em patamares mais elevados se

comparado aos demais meses do ano e próximos

aqueles volumes consumidos na média dos anos de

2013, 2014 e 2015, que foram anos com hidrologia

em situação mais crítica. Já o consumo industrial não

apresenta tanta volatilidade no curto-médio prazo.

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

2010

20

11

2012

20

13

2014

20

15

2016

jan-17

fev-17

mar-17

abr-17

mai-17

jun-17

jul-1

7ago-17

set-17

ou

t-17

no

v-17

dez-17

GEE Industrial

Gráfico 3.5: Consumo de GN na Indústria e em GEE (em MMm³/dia)


34


Em relação aos consumidores com menor partici-

pação, o Gráfico 3.6 apresenta sua tendência de

consumo dos últimos 10 anos, onde é possível

observar forte declínio no consumo do segmento

automotivo no longo-prazo, que vem apresen-

tado recuperação desde início de 2016, sobretudo

devido aos constantes aumentos do preço da

gasolina, e também do etanol, que tem feito com

que os motoristas procurem um combustível alter-

nativo optando pelo gás natural veicular (GNV).

Além da economia na hora de abastecer o carro, o

GNV é menos poluente que os combustíveis líqui-

dos e possui um rendimento maior – conseguindo

rodar quase duas vezes em comparação ao etanol.

Na média, um veículo abastecido com GNL chega

a rodar 13,2 Km/m³, enquanto que a gasolina

proporciona um rendimento médio de 10,7 Km/

litro e o etanol 7,0 Km/litro (SCGás, 2017)14.

Gráfico 3.6: Tendências dos consumidores com menor participação (em MMm³/dia)


5,8

0,9

0,8

3,0

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

8,0

jan-07

mai-07

set-07

jan-08

mai-08

set-08

jan-09

mai-09

set-09

jan-10

mai-10

set-10

jan-11

mai-11

set-11

jan-12

mai-12

set-12

jan-13

mai-13

set-13

jan-14

mai-14

set-14

jan-15

mai-15

set-15

jan-16

mai-16

set-16

jan-17

mai-17

set-17

Automo9vo Residencial Comercial Cogeração

14 http://www.scgas.com.br/index.php/site/veicular/conteudos/simulador/idse/255

D) PREÇOSEm relação aos preços do gás natural no mercado

internacional, como pode ser observado na Tabela

3.5, enquanto o preço no mercado europeu apre-

sentou aumento de 10,3% em relação ao mês de

setembro (2017) e o preço spot NBP apresentou

aumento de 2,3%, sendo cotados a 6,1 US$/MMBTU

e 6,2 US$/MMBTU em outubro (2017), respectiva-

mente, o preço do Henry Hub apresentou queda de

3,3% sendo cotado a 2,9 US$/MMBTU. Em relação

ao preço do gás no Japão, o preço do gás natural

esteve em 7,8 US$/MMBTU – tendo sofrido queda

de 3,8% - e o do GNL em 8,2 US$/MMBTU, aumento

de 18,7% em relação ao preço de setembro (2017).

35


E) PRÉVIA – NOVEMBRO 2017 No mês de novembro de 2017 a produção de gás

natural nacional foi de 113,0 MMm³/dia, apresen-

tando uma redução de 1,0% se comparado ao mês

de outubro (2007), devido, sobretudo, a parada

programada para manutenção do FPSO Cidade

de Niterói, que opera no campo de Marlim Leste,

na Bacia de Campos e redução da produção em

campos do Amazonas devido à manutenção no

sistema de compressão. Da produção total de gás

natural, 79,4% foi oriundo de 732 campos maríti-

mos, onde o campo de Lula, na Bacia de Santos,

foi o campo recordista, com produção média de

35,5 MMm³/dia.

O pré-sal produziu, em média, 52,0 MMm³/dia

no mês de novembro (2017), onde o aumento da

produção foi devido, principalmente, ao cresci-

mento da produção do campo de Lula, no pré-sal

da Bacia de Santos, por meio da plataforma P-66.

O Rio de Janeiro foi o Estado que mais produziu

gás natural, um total de 54,0 MMm³/dia, ficando

São Paulo com a segunda maior produção, de 17,6

MMm³/dia. Em relação as bacias recordistas, como

pode ser visto no Gráfico 3.7, a Bacia de Santos foi

responsável por 48,0% de toda a produção de gás

nacional e a Bacia de Campos por 21,0%.

Tabela 3.5: Preços Nacionais e Internacionais (em US$/MMBTU)

Fonte: Elaboração própria a partir de dados do MME e Banco Mundial. Deflatores: IPCA; CPI; CPI Japão; CPI.* National Balancing Point (UK) ** Preço para as Distribuidoras (inclui transporte)

*** não inclui impostos **** preços c/ impostos em US$/MMBTU

out-17 out-17/set-17 out-17/out-16 12meses set-17 out-162,9 -3,3% -4,4% 3,0 3,06,1 10,3% 39,5% 5,5 4,47,8 -3,8% 12,2% 8,1 6,96,2 2,3% 43,1% 6,1 4,38,2 18,7% 49,8% 6,91 5,57,3 44,6% -5,0% 5,1 7,75,9 1,6% 20,3% 5,8 4,94,2 -0,9% -0,2% 4,2 4,2

NoCityGate 7,4 -1,8% 15,6% 7,5 6,42.000m³/dia**** 16,0 -2,0% 7,5% 16,3 14,9

20.000m³/dia**** 14,1 -2,0% 5,7% 14,4 13,450.000m³/dia**** 13,7 -2,0% 4,8% 13,9 13,0

HenryHubEuropaJapão

PPT***

Preçosna

distrib

uido

ra(Ref:Sud

este)

NBP*GNLnoJapãoGNLnoBrasil

GásImportadonoBrasil**

Já os preços no mercado nacional, enquanto os

preços do gás importado apresentaram aumento,

tendo o GNL sido entregue a 7,3 US$/MMBTU,

aumento de 44,6% frente ao preço de setembro,

e o preço do gás da Bolívia aumento de 1,6%,

entregue a 5,9 US$/MMBTU, o preço do gás

entregue no Programa Prioritário Termelétrico

(PPT), no city gate e aos consumidores indus-

triais registrado queda. O preço do gás no PPT

foi cotado a 4,2 US$/MMBTU, o gás entregue

da Petrobras para as distribuidoras a 7,4 US$/

MMBTU e o gás entregue ao consumidor final no

segmento industrial variou de 13,7 US$/MMBTU

a 16,0 US$/MMBTU.

36


A distribuição da produção de gás natural nacional

por operador encontra-se apresentado no Gráfico

3.7, onde é possível observar que 92,0% de todo

gás natural – 104,8 MMm³/dia – adveio das opera-

ções da Petrobras, enquanto a segunda posição

ficou com a Parnaíba Gás Natural, com produção

de 7,0% do gás natural nacional – 7,5 MMm³/dia.

Embora a Petrobras seja responsável por grande

parte da produção de gás, com o início das opera-

ções do bloco de Libra e a retomada do calendá-

rio de leilões é esperado que a participação da

Petrobras diminua nos próximos anos.

GRÁFICO 3.7 – Distribuição da Produção de Gás Nacional por Bacia – Novembro/17

GRÁFICO 3.8 – Distribuição da Produção de Gás Nacional por Operador – Novembro/17

Fonte: ANP (2017)

Fonte: ANP (2017)

Santos

Campos

Solimões

Parnaíba

Camamu

Espírito Santo

Sergipe

Outros

48%

21%

10%

7%

5%3%

2%

4%

94%

Petrobras

Parnaíba Gás Natural

Shell Brasil

Chevron Frade

Outros

7%

0,5%

0,2%

0,2%

37


F) FUTURONo mês de dezembro de 2017 a Agência Nacio-

nal de Energia Elétrica (Aneel) aprovou a transfe-

rência da autorização de construção e operação da

termelétrica Novo Tempo da Bolognesi Energia para

a Gás Natural Açu, do Grupo Prumo Logística. Com

capacidade instalada de 1,2 gigawatt, esta autoriza-

ção viabiliza a implantação da primeira termelétrica

no Porto do Açu, onde a Prumo planeja desen-

volver o Açu Gas Hub, localizado em São João da

Barra - Estado do Rio de Janeiro. O projeto, além

de contar com a UTE Novo Tempo, também conta

em seu planejamento com outra usina termelétrica

negociada no último leilão A-6 e com o Terminal de

Regaseificação do Açu, que planeja ter capacidade

de regaseificar até 42,0 MMm³/dia.

Com a abertura prevista no mercado de gás natu-

ral e a manifestação de interesse da Petrobras em

vender diversos ativos do setor, após a operação

de venda de 90,0% das ações da Petrobras na rede

de gasodutos Nova Transportadora do Sudeste

(NTS) para a Brookfield e da venda de 50,0% das

participações em duas usinas à gás natural e do

direito de usufruir de um terminal de regaseifi-

cação para a francesa Total, a gigante elétrica

francesa Engie é uma das grandes candidatas a

comprar a rede de gasodutos do Nordeste, de

propriedade da estatal.

Devido ao aumento no número de reservas de gás

natural provadas da Parnaíba Gás Natural (PGN),

controlada pela Eneva, e pela melhora na perfor-

mance dos campos de Gavião Azul Caboclo,

Gavião Branco e Gavião Branco Sudeste, é espe-

rado um aumento na produção de gás natural em

terra nos próximos anos. Ao final do ano de 2017

as reservas certificadas de gás natural da PGN

somavam 18,8 bilhões de m³, que representou

alta de 6,2% se comparado com o ano anterior.

38

Por Tamar Roitman*

Biocombustíveis

A produção de etanol anidro em novembro/17 foi

43,4% inferior ao mês anterior (outubro/17) e 11,4%

inferior ao mesmo mês do ano anterior (novem-

bro/16). No acumulado do ano (janeiro a novem-

bro, a produção de 2017está 0,7% abaixo da de

2016. Em relação ao etanol hidratado, a produção

de novembro/17 foi 33,7% inferior à de outubro/17,

mas quase 20% superior ao mesmo mês do ano

anterior (novembro/16), como resultado, principal-

mente, da maior demanda pelo biocombustível e

da maior destinação da cana para a produção de

etanol, que foi favorecida pela queda de preços do

açúcar no mercado internacional. No acumulado

do ano, a produção de etanol hidratado em 2017

está 2,1% inferior à de 2016.

A) PRODUÇÃO

Em novembro/17, foram produzidos 2,1 bilhões

de litros de etanol (anidro e hidratado), volume

37,6% inferior ao do mês de outubro/17. Segundo

a Companhia Nacional de Abastecimento (Conab),

o menor rendimento na moagem da cana-de-açú-

car foi um dos motivos da menor produção de

etanol, apesar da maior destinação da cana para

a produção do biocombustível. De acordo com a

UNICA (União da Indústria de Cana-de-Açúcar), a

queda na moagem se deve às chuvas, que dificul-

taram a colheita em importantes áreas canavieiras

e ao encerramento da safra por diversas unidades.

Segundo levantamento realizado pela entidade,

147 usinas e destilarias haviam finalizado suas ativi-

dades até 30 de novembro.

Tabela 4.1: Produção de biocombustíveis no Brasil (Milhões de litros)

Fonte: Elaboração própria a partir de dados da ANP

Biocombustível nov-17 acum-17 nov-17/out-17 nov-17/nov-16 acum-17/acum-16 Tendências out-17 nov-16 acum-16EtanolAnidro 794,0 11.222,8 -43,4% -11,4% -0,7% 1.402,7 895,8 11.300,3

EtanolHidratado 1.360,9 16.188,6 -33,7% 19,9% -2,1% 2.053,0 1.134,8 16.527,6TotalEtanol 2.154,9 27.411,4 -37,6% 6,1% -1,5% 3.455,7 2.030,6 27.827,9Biodiesel 386,9 3.906,6 -5,5% 20,3% 11,5% 409,3 321,6 3.505,2


39

Após diversos recordes de produção, o volume

de biodiesel produzido em novembro/17, 386,9

milhões de litros, sofreu retração de 5,5%, na

comparação com mês anterior (outubro/17). A

produção, no entanto, representa um aumento de

20,6% em relação a novembro/16, como consequ-

ência da retomada do consumo de óleo diesel e

do aumento do teor de mistura do biocombustível

no combustível fóssil, que passou de 7% para 8%

em março de 2017. No acumulado do ano (janeiro

a novembro), a produção de 2017 está 11,5%

superior à de 2016.

O volume produzido em novembro 2017 fez parte

das negociações ocorridas no 57º Leilão de Biodie-

sel da ANP, no qual foram arrematados aproxima-

damente 760 milhões de litros, para os meses de

novembro e dezembro. O volume foi 4,5% inferior

ao transacionado no último Leilão, no qual foram

adquiridos 796 milhões de litros.

Gráfico 4.1 – Produção mensal de etanol em milhões de litros

Gráfico 4.2 – Produção mensal de biodiesel em milhões de litros



0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000jan/16

fev/16

mar/16

abr/16

mai/16

jun/16

jul/1

6ago/16

set/16

out/16

nov/16

dez/16

jan/17

fev/17

mar/17

abr/17

mai/17

jun/17

jul/1

7ago/17

set/17

out/17

nov/17

EtanolAnidro EtanolHidratado

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

jan/16

fev/16

mar/16

abr/16

mai/16

jun/16

jul/16

ago/16

set/16

out/16

nov/16

dez/16

jan/17

fev/17

mar/17

abr/17

mai/17

jun/17

jul/17

ago/17

set/17

out/17

nov/17

40


B) PREÇOS

O litro do etanol anidro passou de R$ 1,63, em

outubro/17, para R$ 1,80, em novembro/17, o que

representa um aumento de 10,5%, e o preço do

etanol hidratado aumentou 7,3%, indo de R$ 1,53

(em outubro/17) para R$ 1,64 (em novembro/17). O

crescimento da demanda pelo biocombustível, em

decorrência do aumento de preços da gasolina, e

a menor oferta do biocombustível, como resultado

do encerramento da safra por diversas usinas são

alguns dos fatores que levaram à alta dos preços,

que vem ocorrendo desde agosto de 2017.

Os preços do biodiesel também têm apresentado

alta. No 57º Leilão de Biodiesel da ANP, o biocom-

bustível foi negociado a R$ 2,33 por litro, valor 0,7%

superior ao negociado no leilão anterior (R$ 2,32/l).

Gráfico 4.3 – Preços de etanol e biodiesel em R$/l

Fonte: Elaboração própria a partir de dados da ANP (biodiesel - posição FOB, com PIS/PASEP e COFINS, sem ICMS, valores médios dos leilões) e

ESALQ (etanol - sem PIS/COFINS e sem ICMS, valores médios com base nos preços semanais)

2,052,102,08

1,671,56

1,691,651,731,80

2,052,082,062,02

1,811,671,641,62

1,521,44

1,54 1,591,63

1,801,841,911,92

1,43 1,401,501,491,56

1,641,861,871,871,82

1,681,521,481,421,331,30

1,41 1,441,53

1,64

2,702,56 2,44 2,41 2,40

2,86 2,81

2,30

2,112,26 2,32 2,33

jan/16

fev/16

mar/16

abr/16

mai/16

jun/16

jul/1

6ago/16

set/16

out/16

nov/16

dez/16

jan/17

fev/17

mar/17

abr/17

mai/17

jun/17

jul/1

7ago/17

set/17

out/17

nov/17

EtanolAnidro EtanolHidratado Biodiesel

C) CONSUMOAs vendas de etanol anidro, em novembro/17, soma-

ram 927,5 milhões de litros, volume quase 3% inferior

a outubro/17, e 7,3% inferior ao mês de novem-

bro/16. No acumulado do ano (janeiro a novembro),

a demanda aumentou 3,9% entre 2016 e 2017.

A demanda por etanol hidratado caiu 2,8% entre outu-

bro/17 e novembro/17. No entanto, apresentou um

aumento expressivo, de 33,1%, entre novembro/16

e novembro/17. Tal crescimento decorreu de fatores

como as alterações nas alíquotas de PIS/COFINS dos

combustíveis e os aumentos de preços da gasolina,

praticados pela Petrobras. O biocombustível foi consi-

derado mais competitivo em relação à gasolina nos

estados de Goiás, Mato Grosso, Minas Gerais e São

Paulo. No acumulado do ano, o aumento das vendas

ainda não foi suficiente para superar as vendas de

2016. A demanda entre janeiro e novembro de 2017

está 9,7% abaixo do mesmo período de 2016.

41


Apesar de uma pequena queda de 5,6% nas

vendas de biodiesel em novembro/17, na compa-

ração com o mês anterior (outubro/17), em rela-

ção ao mês de novembro do ano anterior (2016),

a demanda registra alta de 20,5%, como reflexo

do crescimento da demanda por óleo diesel, após

dois anos de queda no consumo e marcados pela

recessão econômica. No acumulado de janeiro a

novembro, as vendas de 2017 superaram em 13%

as de 2016. Vale lembrar que, além do aumento

da demanda por óleo diesel, o teor de adição de

biodiesel no diesel mineral passou de 7% para

8%, contribuindo, também, para o maior consumo

do biocombustível.

Tabela 4.2: Consumo de biocombustíveis no Brasil em milhões de litros

Gráfico 4.4 – Consumo mensal de etanol e gasolina em milhões de litros

Fonte: Elaboração própria a partir de dados da UNICA e ANP


927

1.338

3.435

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

0200400600800

1.0001.2001.4001.6001.8002.000

jan/16

fev/16

mar/16

abr/16

mai/16

jun/16

jul/16

ago/16

set/16

out/16

nov/16

dez/16

jan/17

fev/17

mar/17

abr/17

mai/17

jun/17

jul/17

ago/17

set/17

out/17

nov/17

Consum

ode

gasolina

Consum

ode

etano

lanidroehidratad

o

EtanolAnidro EtanolHidratado Gasolina

Biocombustível nov-17 acum-17 nov-17/out-17 nov-17/nov-16 acum-17/acum-16 Tendências out-17 nov-16 acum-16EtanolAnidro 927,5 10.878,6 -2,9% -7,3% 3,9% 955,5 1.000,9 10.475,1

EtanolHidratado 1.338,1 12.144,1 -2,8% 33,1% -9,7% 1.377,1 1.005,5 13.441,7TotalEtanol 2.265,6 23.022,7 -2,9% 12,9% -3,7% 2.332,5 2.006,4 23.916,8Biodiesel 371,3 3.961,8 -5,6% 20,5% 13,0% 393,3 308,0 3.505,3

42


D) IMPORTAÇÃO E EXPORTAÇÃO DE ETANOL

Em novembro/17, o Brasil importou 50,3 milhões

de litros de etanol (basicamente etanol anidro),

volume 44,8% inferior ao importado no mês ante-

rior (outubro/17) e 63,3% inferior ao mesmo mês

do ano anterior (novembro/16). A determinação da

Câmara de Comércio Exterior (Camex) de tarifar

a importação de etanol em 20% sobre o volume

que exceder 600 milhões de litros por ano (ou 1,2

bilhão de litros em 2 anos), ocorrida em agosto

de 2017, contribuiu, em parte, para a redução das

importações, a partir de agosto. Nesse momento,

a oferta do biocombustível no mercado interno

também estava aumentando devido ao aumento

da produção nacional, o que também contribuiu

para a menor demanda por biocombustível de

Gráfico 4.5 – Consumo mensal de biodiesel e diesel em milhões de litros

Tabela 4.3: Importação e exportação de etanol (anidro e hidratado) em milhões de litros



origem externa. No entanto, o volume que entrou

no país em de janeiro a novembro de 2017 superou

em 151,8% o mesmo período de 2016.

Em novembro/17, foram exportados 134,7 milhões

de litros de etanol anidro e hidratado, volume 12,5%

inferior ao transacionado no mês de outubro/17.

Em relação ao ano anterior, as vendas para o exte-

rior apresentaram um aumento de 122,9% entre

novembro/16 e novembro/17, devido ao atraso nas

moagens. No acumulado de janeiro a novembro,

as exportações, em 2017, representaram menos da

metade do volume transacionado no mesmo perí-

odo de 2016. As exportações mais baixas, em 2017,

são consequência da menor produção nacional de

etanol e do maior direcionamento da produção de

cana para o açúcar nos meses anteriores.

Etanol nov-17 acum-17 nov-17/out-17 nov-17/nov-16 acum-17/acum-16 Tendências out-17 nov-16 acum-16Importação 50,3 1.740,8 -44,8% -63,3% 151,8% 91,2 137,1 691,4Exportação 134,7 1.361,2 -12,5% 122,9% -47,8% 154,1 60,5 2.607,6

371

4.641

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

0

100

200

300

400

500

600

jan/16

fev/16

mar/16

abr/16

mai/16

jun/16

jul/16

ago/16

set/16

out/16

nov/16

dez/16

jan/17

fev/17

mar/17

abr/17

mai/17

jun/17

jul/17

ago/17

set/17

out/17

nov/17

Consum

ode

diesel

Consum

ode

biodiesel

Biodiesel Diesel

43


Gráfico 4.6 – Volumes mensais de importação e exportação de etanol em milhões de litros


E) DECISÕES RECENTES QUE AFETAM O SETOR

RenovaBioO Projeto de Lei (PL) que cria a Política Nacional

de Biocombustíveis, o RenovaBio, foi sancionado

pelo presidente Michel Temer, no dia 27 de dezem-

bro de 2017, 13 dias após ter sido protocolado,

no dia 14 de novembro. Segundo o portal Nova-

cana, a lei foi publicada no DOU com alguns vetos

parciais do presidente. Entre eles está a retirada da

possibilidade de redução da meta individual para

o Norte e Nordeste. A explicação é que a medida

seria “prejudicial à livre concorrência, distorce o

mercado, e cria barreiras à entrada de produtores

em outras regiões não atingidas pelo benefício”.

O próximo passo é regulamentar o programa. De

acordo com a UNICA, a regulamentação do Reno-

vaBio será feita dentro de um prazo estimado de 18

meses e envolverá o trabalho de diversos órgãos

públicos e reguladores, que criarão instrumentos

legais para a operacionalização do novo mercado

de comercialização de biocombustíveis. A expecta-

tiva é que essa política seja implementada na safra

de cana 2019/2020.

50

135

0

100

200

300

400

500

600

jan/16

fev/16

mar/16

abr/16

mai/16

jun/16

jul/16

ago/16

set/16

out/16

nov/16

dez/16

jan/17

fev/17

mar/17

abr/17

mai/17

jun/17

jul/17

ago/17

set/17

out/17

nov/17

Importação Exportação

44

BOLETIM ENERGÉTICO JANEIRO • 2018BOLETIM ENERGÉTICO SETEMBRO • 2017

Na edição desse mês inserimos um box na qual realizamos uma análise sobre a hidrologia de 2017 em cada um dos 4 subsistemas que compõem o SIN. O objetivo é sumarizar os quadros de afluência ao longo de todos os meses do ano passado. Além disso, aproveitamos a oportunidade para apresentar ao leitor essa nova fonte de informação. A partir deste boletim, ao final de cada uma das quatro estações do ano, iremos realizar uma análise sobre a hidrologia do período.


45

Por André Lawson, Guilherme Pereira e Mariana Weiss*

Setor Elétrico

O Sistema Interligado Nacional (SIN) registrou

entre os meses de outubro e novembro de 2017

alta de 68,17% na disponibilidade hídrica, repre-

sentada pela Energia Natural Afluente (ENA),

conforme Tabela 5.1. Todos os subsistemas apre-

sentaram aumento no volume registrado: 103,12

% no SE/CO, 11,89% no S, 111,50% no NE e

75,60% no N. A Figura 5.1 ilustra a ocorrência

pluviométrica no país, por onde se pode observar

o aumento geral na precipitação, principalmente

nas regiões CO e NE, com a diminuição das áreas

A) DISPONIBILIDADE

Tabela 5.1: Energia Natural Afluente-ENA e a Relação com as Respectivas MLTs (MWmed)

* Tendências nos últimos 12 mesesFonte: Elaboração própria a partir de dados do ONS

cujo registro foi inferior a 50.0 mm. O aumento

nos índices pluviométricos está de acordo com a

tendência para essa época do ano. No entanto,

através dos valores da Média de Longo Termo

(MLT), observa-se que as vazões naturais foram

consideravelmente inferiores nos subsistemas NE

e N, e bem acima da média no S (101,12% no SE/

CO, 120,48% no S, 22,00% no NE e 57,40% no N),

comportamento diverso dos meses anteriores, em

que os valores foram inferiores à série histórica em

todos os subsistemas.

nov-17/out-17 nov-17/nov-16 tendências*SE/CO 31.026,00 101,12% 103,82% 17,30% 15.222,00 65,12% 26.451,00 86,14%

S 11.432,00 120,48% 11,89% 84,98% 10.217,00 75,20% 6.180,00 65,02%NE 1.195,00 22,00% 111,50% -28,10% 565,00 16,90% 1.662,00 30,42%N 1.828,00 57,40% 75,60% 16,28% 1.041,00 49,85% 1.572,00 50,66%SIN 45.481,00 - 68,17% 26,81% 27.045,00 - 35.865,00 -

nov-16nov-17 out-17

46


Na comparação anual, observou-se aumento de

26,81% na ENA total. À exceção do subsistema

NE, que registrou queda de 28,10%, todos os

outros apresentaram alta, com destaque para o

subsistema S, cujo valor foi 84,98% superior. A

Figura 5.2 apresenta a pluviosidade média dos

meses de dezembro e janeiro. Como esses meses

fazem parte do período úmido, a expectativa é de

aumento da precipitação nos subsistemas SE/CO,

NE e N.

Figura 5.1: Mapas de Ocorrência de Pluviosidade no Brasil para out/17, set/17 e out/16

Figura 5.2: Mapas de Pluviosidade Média no Brasil para novembro e dezembro

Fonte: CPTEC/INPE

Fonte: CPTEC/INPE

47


Figura 5.4 - Energia Natural Afluente (MWmed) em 2017.

Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov DezSudeste/Centro-Oeste 68% 71% 68% 73% 100% 107% 79% 85% 66% 68% 103% 95%

Sul 158% 103% 85% 83% 168% 273% 38% 51% 23% 81% 127% 86%

Norte 42% 77% 84% 73% 60% 59% 60% 58% 58% 50% 58% 74%

Nordeste 29% 33% 23% 24% 22% 33% 31% 31% 29% 21% 24% 55%

0%

50%

100%

150%

200%

250%

300%

Sudeste/Centro-Oeste Sul Norte Nordeste

0

10000

20000

30000

40000

50000

Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez

Sudeste/Centro-Oeste Sul Norte Nordeste

Figura 5.3 - Energia Natural Afluente (%MLT) em 2017.

Média histórica

ANÁLISE DA HIDROLOGIA DE 2017

48


Na Figura 5.3 é possível observar o comporta-

mento da Energia Natural Afluente (ENA) em

termos percentuais da Média de Longo Termo

(MLT) para os 4 subsistemas que compõem o

SIN. Vale lembrar que a MLT de cada mês corres-

ponde à média histórica mensal calculada a

partir dos dados observados. A título ilustrativo,

uma ENA igual a 100% da MLT significa que a

energia natural afluente em determinado mês foi

igual a média histórica. De forma complementar,

a Figura 5.4 apresenta as ENAs em megawatt

médio (MWmed). Dessa forma é possível analisar

seu comportamento em termos absolutos.

Nota-se que no geral, através da Figura 5.3, o

ano de 2017 apresentou um quadro hidrológico

abaixo da média histórica. O quadro mais crítico

foi observado no Nordeste cuja a média anual

foi de aproximadamente 30% da média histó-

rica. O mês mais úmido nesse subsistema foi

dezembro onde a ENA foi apenas 55% da MLT.

O subsistema Norte também apresentou ENAs

abaixo da MLT durante todos os meses do ano

de 2017, sendo março o mês mais úmido (84%

da MLT).

Apenas os subsistemas Sul e Sudeste/Centro-O-

este obtiveram ENAs superiores à MLT. Mesmo

assim, essa ocorrência se deu em poucos

meses. No subsistema Sul, estas foram maiores

nos meses de janeiro, fevereiro, maio e junho.

Destaque para o mês de junho onde a ENA foi

mais do que o dobro da MLT.

Tendo em vista o subsistema Sudeste/Centro-

-Oeste, apenas as ENAs de maio, junho e

novembro foram superiores à média histórica.

No entanto, os volumes registrados nestes

meses não superam muito essa marca.

Vale destacar que a maior capacidade de

armazenamento está localizada no subsistema

Sudeste/Centro-Oeste e é de 203.343 MWmês,

segundo o ONS. Em seguida, encontra-se o

Nordeste com 51.809 MWmês, Sul com 20.100

MWmês e por fim o Norte com 15.041 MWmês.

Através da Figura 5.4, podemos observar a

situação delicada do Nordeste onde o volume

absoluto da ENA é muito baixo.

O ano de 2017 não foi positivo em termos hidro-

lógicos. Com raras exceções, os volumes das

ENAs permaneceram abaixo das médias histó-

ricas durante todo o ano. Em termos da MLT

anual, a ENA do Sudeste/Centro-Oeste foi de

82%. As ENAs dos subsistemas Sul, Nordeste

e Norte foram respectivamente 106%, 30% e

63%. O Sul, único subsistema que ficou próximo

da média histórica, é apenas o terceiro em

capacidade de armazenamento. O Nordeste,

cuja capacidade é aproximadamente 2,5 vezes

maior do que a do Sul, também apresentou um

quadro muito desfavorável. Tais números preo-

cupam o setor, uma vez que esses cenários de

baixas afluências já vem sendo observados ao

longo dos últimos anos.

49


B) DEMANDA

Na comparação mensal, as reduções na carga de

energia do SE/CO e N podem ser associadas à

verificação de temperaturas máximas mais baixas

ao longo do mês de novembro, segundo dados

do Instituto Nacional de Meteorologia – INMET

(Figura 5.3). Já no S, entre outubro e novembro,

o aumento de temperatura pode ter propiciado

um maior uso de aparelhos de ar condicionado

e consequentemente um maior consumo de

energia elétrica.

Tabela 5.2: Consumo de Energia por Subsistema (MWmed) *

Figura 5.3: Mapas de Temperatura Máxima e Mínima no Brasil para set/17, ago/17 e set/16.

* Tendências nos últimos 12 mesesFonte: Elaboração própria a partir de dados do ONS.

Fonte: CPTEC/INPE

A carga de energia do SIN apresentou uma ligeira

queda de 0,54% na comparação mensal, ao passo

que na comparação anual houve um crescimento de

1,66% (Tabela 5.2). Em relação ao mês anterior, os

subsistemas S e NE aumentaram sua carga em 2,88%

e 1,36%, respectivamente, enquanto que no SE/CO

e N a carga caiu em 2,00% e 0,69%, respectivamente.

Já, na comparação anual, todos os subsistemas apre-

sentaram crescimento de sua carga (SE/CO +2,04%,

S +2,20, NE, +0,92%), com exceção do N em que a

carga permaneceu ligeiramente estável (-0,37%).

nov-17 nov-17/out-17 nov-17/nov-16 tendências* out-17 nov-16SE/CO 38.163,79 -2,00% 2,04% 38.943,08 37.402,37

S 11.183,54 2,88% 2,20% 10.870,54 10.943,09NE 10.954,64 1,36% 0,92% 10.807,24 10.855,07N 5.688,30 -0,69% -0,37% 5.727,98 5.709,43SIN 65.990,28 -0,54% 1,66% 66.348,86 64.909,95

50


Cabe ressaltar ainda que à queda na carga de

energia entre outubro e novembro de 2017 pode

estar atrelada ao aumento do valor da bandeira

vermelha patamar 2 ao longo do período, devido

à implementação da nova regra da conta bandei-

ras prevista pela Nota Técnica nº 136/2017-SRG/

ANEEL. Como exposto no Boletim de Conjuntura

do Setor Energético da FGV Energia do mês de

novembro de 2017, a presente nota técnica conta

com a atualização dos valores e da metodolo-

gia de acionamento das bandeiras, que passou

a contar com uma análise conjunta do Preço de

Liquidação das Diferenças estimado pela CCEE e

do patamar de risco hidrológico (ou Generation

Scaling Factor – GSF) previsto pelo ONS15. Em

decorrência dessas mudanças, o valor da bandeira

vermelha patamar 2 passou de R$ 0,035/kWh para

R$ 0,05/kWh entre outubro e novembro.

É importante lembrar que as bandeiras tarifárias não

se caracterizam como um custo extra para o consu-

midor, mas, sim, como um mecanismo de sinaliza-

ção para o consumidor do custo real da geração

de energia no mês de exercício. Ou seja, como era

previsto para novembro de 2017, um GFS baixo

(0,69) e o PLD no teto (R$ 533,82/MWh), foi acionada

a bandeira vermelha patamar 2 de forma a sinalizar

que a população deveria consumir energia elétrica

da forma mais consciente e eficiente possível.

Na comparação anual, o crescimento do consumo

de energia pode ser explicado pela melhoria signi-

ficativa da maioria dos indicadores econômicos.

Segundo a Sondagem Empresarial do IBRE/FGV16,

que consolida informações sobre os macrosseto-

res Indústria, Serviços, Comércio e Construção, o

Índice de Confiança Empresarial teria passado de

80,3 para 91,80 pontos e o Índice de Percepção de

Situação Atual Empresarial de 73,7 para 86,7 entre

novembro de 2016 e novembro de 2017, indi-

cando uma tendência de recuperação da econo-

mia brasileira. Além disso, é importante destacar

que o Indicador de Incerteza da Economia (IIE-Br),

também desenvolvido pelo IBRE/FGV17, caiu 13,6

pontos em relação a novembro de 2016.

C) OFERTAEm resposta ao comportamento da carga, a gera-

ção total de energia no SIN no mês de novembro

ficou praticamente estável, com queda de 0,47% em

comparação com o mês anterior, de acordo com a

Tabela 5.4. Conforme pode-se observar, a geração

nuclear aumentou sua participação em 25,71%, em

consequência da operação de manutenção progra-

mada da usina de Angra 1, que permaneceu desco-

nectada do sistema durante parte do mês de outubro.

Além disso, a geração hídrica cresceu 5,71%, devido

à expectativa de aumento do volume pluviométrico

para os meses seguintes. Assim, apesar da diminui-

ção de 17,17% da geração eólica, foi possível reduzir

a participação da geração térmica em 10,30%, o que

levou à queda de 12,66% do fator de emissão de

gases de efeito estufa (GEE), conforme Tabela 5.5.

15 O patamar de risco hidrológico (ou Generation Scaling Factor – GSF) leva em conta a quantidade de energia prevista de ser produzida em relação à garantia física das usinas pertencentes ao MRE. Se o GSF for menor do que 1, significa que as usinas hidrelétricas estão gerando abaixo de suas garantias físicas e consequentemente precisam recorrer ao mercado de curto prazo para honrar seus contratos de fornecimento de energia. Logo, quanto mais próximo de zero for o GSF, maior o risco hidrológico do sistema elétrico.

16 IBRE, FGV. Índice de Confiança Empresarial. Disponível em: http://portalibre.fgv.br/lumis/portal/file/fileDownload.jsp?fileId=8A7C82C5593FD36B015D0801580E6FA0

17 IBRE, FGV. Indicador de Incerteza da Economia Brasileira. Disponível em: http://portalibre.fgv.br/lumis/portal/file/fileDownload.jsp?fileId=8A7C82C5593FD36B015CF369B58B583A

51


Quando comparado com o mesmo mês do ano

anterior, observa-se redução considerável da gera-

ção hídrica no SIN (-7,35%), reflexo do baixo volume

pluviométrico observado ao longo de 2017 e do

baixo volume nos reservatórios. A geração eólica, por

sua vez, apresentou aumento de 18,66%, em conse-

quência do incremento de 1721,0 MW18 na capaci-

dade instalada entre janeiro e novembro de 2017.

18 Segundo o Resumo da Geral dos Novos Empreendimentos de Geração da ANEEL.

Tabela 5.4: Geração de Energia Despachada por Subsistema e por Tipo (MWmed)

Tabela 5.5: Fator de Emissão de GEE (tCO2/MWh)


* Tendências nos últimos 12 mesesFonte: Elaboração própria a partir dos dados do MCTI

nov-17 nov-17/out-17 nov-17/nov-16 tendências* out-17 nov-16Hidráulica 17.907,07 0,90% -8,75% 17.747,96 19.624,98Nuclear 2.004,56 25,71% 66,94% 1.594,56 1.200,79Térmica 8.276,53 -12,51% 14,00% 9.459,91 7.260,28Eólica 9,70 -28,59% -11,83% 13,58 11,00Solar 39,42 -5,63% 9659,08% 41,77 0,40Total 28.237,28 -2,15% 0,50% 28.857,79 28.097,44

Hidráulica 9.414,30 14,97% -3,70% 8.188,46 9.775,91Térmica 1.454,59 -15,26% 9,01% 1.716,47 1.334,36Eólica 713,44 -16,12% 24,50% 850,59 573,03Solar 0,61 18,19% -10,73% 0,51 0,68Total 11.582,94 7,69% -0,86% 10.756,04 11.683,98

Hidráulica 1.566,55 3,21% -36,63% 1.517,83 2.471,92Térmica 3.297,87 -8,34% 17,27% 3.597,87 2.812,18Eólica 4.648,64 -17,85% 13,44% 5.658,89 4.098,03Solar 145,81 -9,72% 5375,54% 161,51 2,66Total 9.658,86 -11,68% 2,92% 10.936,10 9.384,80

Hidráulica 2.668,61 -5,63% -23,65% 2.827,79 3.495,31Térmica 2.841,85 -2,66% 29,91% 2.919,52 2.187,58Eólica 183,87 -0,08% - 184,01 0,00Solar 0,00 - - 0,00 0,00Total 5.694,33 -4,00% 0,20% 5.931,31 5.682,88

10.532,80 10,48% 4,69% 9.533,53 10.060,85Hidráulica 42.089,33 5,71% -7,35% 39.815,58 45.428,96Nuclear 2.004,56 25,71% 66,94% 1.594,56 1.200,79Térmica 15.870,84 -10,30% 16,75% 17.693,77 13.594,39Eólica 5.555,64 -17,17% 18,66% 6.707,07 4.682,07Solar 185,84 -8,81% 4858,45% 203,79 3,75

65.706,21 -0,47% 1,23% 66.014,77 64.909,95

SE/CO

S

NE

N

Itaipu

SIN

Total

nov-17 nov-17/out-17 nov-17/nov-16 tendências* out-17 nov-16SIN 0,1193 -12,66% 19,06% 0,1366 0,1002

52


D) BALANÇO ENERGÉTICO

Figura 5.5: Mapa de Balanço Energético dos Subsistemas do SIN

Fonte: Elaboração própria a partir dos dados do ONS

Subsistema S

Carga 11.184

Geração Hídrica 9.414

Geração Térmica 1.455

Geração Eólica 713

Balaço Energético 399

Subsistema N

Carga 5.688




Balanço Energético 6

Subsistema NE

Carga 10.955



Geração Eólica 4.649

Geração Solar 146

Balanço Energético -1.296

Subsistema SE/CO

Carga 38.164


Geração de Itaipu 10.533


Geração Nuclear 2.005


Geração Solar 39

Balanço Energético 606

Balanço Energético (+) Superávit

(-) Déficit

53


1.296 MWmed, sendo 606 MWmed a partir do SE/

CO, 399 MWmed do S e 6 MWmed do N. Além disso,

houve importação de 284 MWmed do Uruguai.

E) ESTOQUE

Tabela 5.6: Intercâmbio entre Regiões (MWmed)

Tabela 5.7: Energia Armazenada-EAR (MWmês)



Conforme os dados apresentados na Figura 5.5 e na

Tabela 5.6, no mês de novembro de 2017, o único

subsistema deficitário foi o NE, que foi suprido com

Como consequência dos volumes pluviométricos

observados durante o mês de novembro, apresen-

tados na Tabela 5.1 em função da MLT, os subsis-

temas SE/CO e S registraram aumento de 6,41% e

23,99%, respectivamente, na Energia Armazenada

(EAR). Já os subsistemas NE e N, cujos valores de

ENA foram consideravelmente inferiores à série

histórica, apresentaram queda de 8,56% e 23,23%,

respectivamente. Como resultado final, registrou-

se aumento de 7,00% no SIN, atingindo 19,10% da

capacidade total dos reservatórios. No subsistema

NE, no entanto, o volume acumulado ao final de

novembro era de apenas 5,49% da capacidade.

Quando comparada aos resultados registrados

para o mesmo mês do ano anterior, observa-

se uma queda na EAR de 38,78%, com quedas

expressivas em todos os subsistemas (-44,02% no

SE/CO, -15,41% no S, -43,87% no NE e -23,35%

no N), reflexo da hidrologia ruim registrada nos

últimos meses. O histórico da EAR no SIN é apre-

sentado na Figura 5.6.

EAR %Reservatório EAR %Reservatório EAR %ReservatórioSE/CO 38.098 18,74% 6,41% -44,02% 35.804 17,61% 68.055 33,47%

S 12.053 59,97% 23,99% -15,41% 9.721 48,36% 14.248 70,89%NE 2.842 5,49% -8,56% -43,87% 3.108 6,00% 5.063 9,77%N 2.426 16,13% -23,23% -23,35% 3.160 21,01% 3.165 21,04%SIN 55.419 19,10% 7,00% -38,78% 51.793 17,84% 90.531 31,19%

nov-16nov-17/out-17 nov-17/nov-16 tendências*

out-17nov-17

nov-17 nov-17/out-17 nov-17/nov-16 tendências* out-17 nov-16S-SE/CO 683,47 211,25% -6,84% 219,59 733,67

Internacional-S 284,05 -14,98% - 334,09 0,00N-NE 225,51 725,14% -43,66% 27,33 400,27

N-SE/CO -191,04 -196,99% 52,24% 196,97 -399,99SE/CO-NE 1.070,28 785,29% 0,03% -156,18 1.070,00

54


F) CUSTO MARGINAL DE OPERAÇÃO – CMONo mês de novembro de 2017, o CMO médio foi

inferior ao do mês anterior em todos os subsiste-

mas, e o valor de R$485,33/MWh foi idêntico em

todos eles. Para todos os subsistemas, a queda

do custo marginal de operação foi de 47,67% na

comparação mensal, devido à diminuição da parti-

cipação das termelétricas na geração. Na compa-

ração ano a ano, a alta nos preços foi de 180,73%.

Figura 5.6: Histórico de Energia Armazenada-EAR (MWmês)

Tabela 5.8: CMO Médio Mensal – Preços Reais outubro/2017 (R$/MWh)

Fonte: Elaboração própria a partir de dados do ONS

Fonte: Elaboração própria a partir de ONS

nov-17 nov-17/out-17 nov-17/nov-16 tendências* out-17 nov-16SE/CO 485,33 -47,67% 180,73% 927,50 172,88

S 485,33 -47,67% 180,73% 927,50 172,88NE 485,33 -47,67% 180,73% 927,50 172,88N 485,33 -47,67% 180,73% 927,50 172,88

0

50

100

150

200

250

nov-13 mai-14 nov-14 mai-15 nov-15 mai-16 nov-16 mai-17 nov-17

MWmês

Milhares

N S NE SE/CO

G) MICRO E MINIGERAÇÃO DISTRIBUÍDADesde a publicação da Resolução Normativa nº

482 da ANEEL em 17 de abril de 2012, o consu-

midor brasileiro pode gerar a sua própria energia

elétrica a partir de fontes renováveis ou cogera-

ção qualificada e injetar o excedente da energia

gerada na rede de distribuição de sua localidade

para ser abatido de seu consumo de energia

elétrica em um prazo de até 60 meses, conforme

prevê o sistema de compensação.

Em dezembro de 2017, a potência instalada de

micro e minigeração distribuída - MMGD era de

244,3 MW, sendo aproximadamente metade na

alta tensão e metade na baixa tensão. Da potên-

cia instalada de MMGD, 70,8% era do tipo foto-

voltaica, 9,7% térmica, 15,3% hidráulica e 4,2%

eólica. O aumento da participação da fonte hidráu-

lica se deveu à entrada de 21,5 MW distribuídos

em 15 CGH na área de concessão da CEMIG e

55


de uma CGH de 600 kW na área de concessão da

Energisa Mato Grosso. A Tabela 5.9 apresenta as

10 distribuidoras com maior capacidade instalada

de MMGD. É importante destacar que 27,7% da

capacidade instalada de MMGD está na área de

concessão da CEMIG-D e 9,2% na área de conces-

são da Companhia Energética do Ceará - COELCE.

A MMGD vem apresentando um crescimento expo-

nencial de sua capacidade instalada. Na compara-

ção com o mês anterior, a capacidade instalada

cresceu 19,48%, enquanto que, em relação ao

mesmo mês do ano passado, esta apresentou

aumento de 194,17%. Na comparação mensal, as

distribuidoras que apresentaram maiores taxas de

crescimento foram CEMIG-D (+66,43%), RGE Sul

(+15,61%) e CPFL (+9,22%). Na comparação anual,

as distribuidoras que se destacaram pelas maiores

taxas de crescimento foram a CEEE-D (+549,81%),

RGE Sul (+385,15%) e CELG-D (+371,53%).

Tabela 5.9: Capacidade Instalada de Micro e Minigeração Distribuída (kW) por Distribuidora

Figura 5.8: Histórico da Capacidade Instalada da Micro e Minigeração Distribuída (em kW)

Fonte: Elaboração própria a partir de dados da ANEEL

Fonte: Elaboração própria a partir de dados da ANEEL

Distribuidoras dez-17 dez-17/nov-17 dez-17/dez-16 tendências* nov-17 dez-16CEMIGDistribuiçãoS.A 67.595,74 66,43% 260,74% 40.613,98 18.738,04

CompanhiaEnergéticadoCeará 22.380,85 0,23% 88,94% 22.329,17 11.845,71RGESulDistribuidoradeEnergiaS.A. 14.946,98 15,61% 385,15% 12.928,28 3.080,87

CelescDistribuiçãoS.A. 11.820,27 0,00% 80,33% 11.820,27 6.554,70CopelDistribuiçãoS.A 11.678,04 6,59% 140,07% 10.956,34 4.864,33

LightServiçosdeEletricidadeS.A. 11.358,80 4,41% 351,57% 10.879,45 2.515,39CompanhiaPaulistadeForçaeLuz 11.121,48 9,22% 251,87% 10.182,52 3.160,69

EnergisaMatoGrossoDistribuidoradeEnergiaS.A. 9.992,80 9,11% 305,15% 9.158,65 2.466,47CelgDistribuiçãoS.A. 7.329,03 5,72% 371,53% 6.932,75 1.554,32

CompanhiaEstadualdeDistribuiçãodeEnergiaElétrica 6.826,90 5,07% 549,81% 6.497,32 1.050,60Outras 69.260,26 11,37% 154,46% 62.188,42 27.219,00Total 244.311,15 19,48% 194,17% 204.487,15 83.050,12

-

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

01/01/14

01/03/14

01/05/14

01/07/14

01/09/14

01/11/14

01/01/15

01/03/15

01/05/15

01/07/15

01/09/15

01/11/15

01/01/16

01/03/16

01/05/16

01/07/16

01/09/16

01/11/16

01/01/17

01/03/17

01/05/17

01/07/17

01/09/17

01/11/17

kW

Solar Hidráulica Eólica Biomassa Biogás GásNatural

56


H) EXPANSÃO

I) TARIFAS DE ENERGIA ELÉTRICAAo longo do período, foi verificado apenas o

processo de reajuste tarifário da distribuidora

CEEE-D, como mostra a Tabela 5.11.

Atendendo a 1,5 milhão de unidades consumi-

dores distribuídos em 72 municípios do estado

do Rio Grande do Sul, a Companhia Estadual de

Distribuição de Energia Elétrica (CEEE-D) aumen-

tou em 29,29% as tarifas dos consumidores da

baixa tensão e em 33,54% as tarifas dos consumi-

dores de alta tensão, gerando em média um cres-

cimento de 30,62% nas tarifas de energia da área

de concessão. As novas tarifas da CEEE-D entra-

ram em vigor a partir de 22 de novembro, como

mostra a Tabela 5.11.

Tabela 5.10: Expansão prevista para o SIN por fonte (MW)

Tabela 5.11: Reajustes Tarifários (Variação % Média)

Fonte: Elaboração própria a partir de dados da ANEEL.

Fonte: Elaboração própria a partir de ANEEL.

No período de 17 de novembro a 16 de dezembro

de 2017, a expansão de geração registrada pelo

SIN foi de 49,4 MW em termelétricas conven-

cionais, 275,9 MW em fotovoltaicas e 340,9

MW em eólicas. Dessa forma, durante o ano de

2017, a expansão registrada foi de 309,6 MW

em termelétricas convencionais, 490,06 MW em

termelétricas a biomassa, 130,57 MW em PCH,

2.939,68 MW em hidrelétricas, 1.721 MW em eóli-

cas e 384,07 MW em fotovoltaicas, totalizando

6.239,05 MW adicionais.

Conforme apresentado na Tabela 5.10, a expecta-

tiva para 2018 é de expansão de 6.347 MW, sendo

3.272 MW em hidrelétricas, 1.737 MW em eólicas

e 946 MW em fotovoltaicas.

Fonte 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 TotalTermelétrica 108 766 1.823 6 50 - - 2.752Biomassa 58 70 135 171 20 74 - 528Solar 946 605 48 200 - - - 1.800

Hidrelétrica 3.272 3.403 1.833 32 256 - - 8.797PCH 226 123 660 341 129 50 - 1.530Eólica 1.737 1.266 631 120 - - - 3.754Total 6.347 6.234 5.130 870 456 123 - 19.160







Sigla Concessionária Estado ÍndicedeReajusteTarifário DataCEEE-D CompanhiaEstadualdeEnergiaElétrica RS 30,62% 19/dez

57


J) LEILÕESNo dia 22 de dezembro, ocorreram os Leilões de

Geração nº 6 e nº 7 de 2017, também conhecidos

como Leilão A-1 e Leilão A-2. Os certames são desti-

nados à compra de energia elétrica proveniente de

empreendimentos de geração existentes, sendo o

suprimento de energia referente ao Leilão A-1 para

período de 1º de janeiro de 2018 a 31 de dezem-

bro de 2019 e ao Leilão A-2 para o período de 1º

de janeiro de 2019 a 31 de dezembro de 2020.

O Leilão A-1 resultou na contratação de 288 MW

médios de energia elétrica, movimentando R$ 895,4

milhões em contratos. O preço médio da energia

negociada foi de R$ 177,46/ MWh, representando

um deságio de 18,2% em relação ao preço-teto

de R$ 217,00/MWh. Ao todo 10 concessionárias

de distribuição participaram do certame, cabendo

destacar o desempenho da RGE, Eletropaulo e

Coelba, que foram responsáveis por respectiva-

mente 34%, 28% e 12% do total negociado.

Já no Leilão A-2, foram negociados 423 MW

médios de energia elétrica, o que resultou na

movimentação de R$ 1,3 bilhão em contratos. A

energia elétrica foi negociada com deságio de

9,6% em relação ao preço-teto, resultando em um

preço médio de R$ 174,52/MWh. Das 12 distribui-

doras que participaram do certame, cabe destacar

o papel da Coelba, da Eletropaulo e da Cepisa

que foram responsáveis por respectivamente 30%,

17% e 12% do valor total negociado.

Está previsto para ocorrer no dia 4 de abril de 2018

o Leilão de Geração nº 1/2018. Do tipo A-4, o leilão

visa contratar energia elétrica proveniente de novos

empreendimentos de geração de energia elétrica

por fonte renováveis (hidrelétrica, eólica, solar foto-

voltaica e termelétrica a biomassa) para suprimento

a partir de 1° de janeiro de 2022.

L) NOTÍCIAS RELEVANTES DO SETOR ELÉTRICO

Situação dos reservatórios em janeiro

As chuvas ocorridas entre o fim de dezembro de 2017

e início de janeiro de 2018 contribuíram para a recu-

peração dos reservatórios. No dia 21 de janeiro, o

volume acumulado nos reservatórios do subsistema

SE era de 30,25% da capacidade total, um aumento

de quase 10 pontos percentuais em comparação

com os 20,70% de 21 de dezembro. Os reservató-

rios do subsistema S foram os que registraram maior

aumento em pontos percentuais, passando de

50,18% para 70,18% no mesmo período. No subsis-

tema NE, apesar da ENA registrada ter sido muito

inferior à MLT, o volume de água nos reservatórios

aumentou de 9,96% para 16,39%, valor que não era

observado desde julho. O subsistema N, por sua

vez, registrou aumento de 18,90% para 28,62%.

Apesar da melhora expressiva, especialistas apon-

tam que situação hidrológica está longe de ser

confortável. Segundo estimativas do Climatempo,

o volume de água esperado até o fim do período

úmido é superior ao observado no mesmo perí-

odo do ano passado. No entanto, como o volume

inicial estava muito mais baixo, o volume final

deve ser equivalente ao de 2017.

58


Brasil alcança seu primeiro gigawatt de energia solar fotovoltaicaDe acordo com a Associação Brasileira de Ener-

gia Solar Fotovoltaica, o país acaba de atingir o

patamar de aproximadamente 1,1 GW em capa-

cidade instalada. Desse total, cerca de 85% estão

na geração centralizada enquanto que a geração

distribuída contribui com 15%. No mundo, apenas

30 países de um grupo de 195 possuem capaci-

dade instalada superior a 1 GW. Apesar de alcan-

çar essa marca expressiva, muito há de se evoluir

nesse mercado, uma vez que o Brasil possui

potencial suficiente para se tornar um dos grandes

produtores mundiais.

Projeto de lei com proposta de privatização da Eletrobras é assinado pelo presidente

O presidente da república Michel Temer assinou

no dia 19 de janeiro de 2018 o projeto de lei que

aborda o processo de privatização da Eletrobras.

O projeto de lei afirma que a desestatização ocor-

rerá através do aumento de capital social mediante

subscrição pública de ações ordinárias. Agora, o

projeto segue para o Congresso Nacional.

Brasil inicia processo de adesão à Agência Internacional de Energia Renovável (IRENA)

A comissão Interministerial da Participação em

Organismos Internacionais do Governo Federal

aprovou o início do processo de adesão à Agên-

cia Internacional de Energia Renovável (IRENA).

A IRENA é uma organização intergovernamen-

tal cuja finalidade é apoiar e fomentar o desen-

volvimento de energias renováveis nos países

membros. Dessa forma, o Brasil poderá se bene-

ficiar da cooperação internacional e da troca de

conhecimentos, alavancando assim o desenvolvi-

mento das energias renováveis.

Número de migrações para o mercado livre cai em 2017

De acordo com a CCEE, o volume de migrações para

o mercado livre caiu 45% em 2017. No ano anterior,

houve uma adesão média mensal de aproximada-

mente 200 consumidores. Em 2017, esse número foi

de 105. Mesmo com essa queda, a CCEE ressalta

que esse número é expressivo se comparado com

o de dois anos atrás, quando número médio de

empresas aprovadas era de apenas 8 por mês.

59


Objeto

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Data

Prazolimiteparacolaboração 19/02/18

ANEEL-Audiência080/2017Obtersubsídioscomvistasaconsolidar,ematonormativoúnico,asResoluçõesNormativasnº389,390e391,todasde2009,enº672e676,ambasde2015,demodoasimplificarosprocedimentosdesubmissãoeaanálisedosrequerimentoseagestãodeoutorgadosempreendimentosdegeraçãodeenergiaelétrica.

Etapas Data


22/12/17

PublicaçãodoavisodehomologaçãodoresultadoeadjudicaçãodoobjetodosLeilões

100diascorridoscontadosdadataderealizaçãodoLeilão–até28/03/2017

AportedaGarantiadeFielCumprimentoAté15(quinze)diascorridosapósapublicaçãodoAvisode

HomologaçãoeAdjudicaçãodoEmpreendimentooudadataprevistaparaoenviodadocumentaçãodaSPE,oqueocorrerporúltimo

Data

DevoluçãodasGarantiasdeProposta Até5(cinco)diasúteisapósoregularaportedagarantiadefielcumprimento

DataestimadaparaOutorgadeAutorização 25/06/18

DataestimadaparaassinaturadoCCEARAté25(vinteecinco)diasúteisapósapublicaçãodaOutorgade

AutorizaçãooudoAvisodeHomologaçãoeAdjudicação,oqueocorrerporúltimo

AssinaturadosCONTRATOSDECONCESSÃO 09/03/18

ANEEL-Audiência066/2017

ObtersubsídiosparaarevisãodocustomédioponderadodecapitalregulatóriodosegmentodedistribuiçãoreferenteaoSubmódulo2.4dosProcedimentosdeRegulaçãoTarifária-Proret.

Etapas

PrazoparaentreganaCEL/ANEELdaGarantiadeFielCumprimento

EnviodosdocumentosdeconstituiçãodaSPE

ANP-14ªRodadadeLicitaçõesExploraçãoeproduçãodepetróleoegásnatural.Serãoofertados287blocosnasbaciassedimentaresmarítimasdeSergipe-Alagoas,EspíritoSanto,Campos,SantosePelotasenasbaciasterrestresdoParnaíba,Paraná,Potiguar,Recôncavo,Sergipe-AlagoaseEspíritoSanto,totalizandoumaáreade122.622,40km².

Etapa Data

ANP-4ªRodadadePartilhadeProdução

Até31/01/2018


3ªRodadadeLicitaçõessoboregimedepartilhadaproduçãonopré-sal.NocertameserãoofertadasquatroáreaslocalizadasnasbaciasdeCamposeSantos,naregiãodopolígonodopré-sal,relativasaosprospectosdePauBrasil,Peroba,AltodeCaboFrio-OesteeAltodeCaboFrio-Central.

Etapa

11/10/18

Fimdoprazoparapagamentodobônusdeassinaturaeenviodocomprovante 11/10/18

Assinaturadoscontratosdeconcessão Até30/11/2018

Até31/01/2018

Assinaturadoscontratosdepartilhadeprodução Até31/01/2018

ANP-15ªRodadadeLicitaçõesdeBlocos

SerãoofertadossetentablocosnasbaciassedimentaresmarítimasdoCeará,Potiguar,Sergipe-Alagoas,CamposeSantosenasbaciasterrestresdoParnaíbaedoParaná,totalizando95,5milkm²deárea.

Etapa Data

Assinaturadoscontratosdeconcessão

Assinaturadoscontratosdepartilhadeprodução

SerãoofertadososblocosdenominadosTrêsMarias,DoisIrmãos,Uirapuru,SaturnoeItaimbezinho,localizadonasbaciasdeCamposeSantos,dentrodoPolígonodoPré-sal.

Etapa


Prazolimiteparacolaboração

Semináriotécnico 30/01/18

ANP-OfertaPermanentedeÁreasOprocessoconsistenaofertacontínuadecamposdevolvidos(ouemprocessodedevolução)edeblocosexploratóriosofertadosemlicitaçõesanterioresenãoarrematadosoudevolvidosàagência.BlocosExploratórios:Nesteprimeiromomento,foramselecionados846blocosde13baciassedimentaresbrasileiras(asbaciasterrestresdoAcre,Amazonas,EspíritoSanto,Paraná,Parnaíba,Potiguar,Recôncavo,SãoFrancisco,Sergipe-AlagoaseTucano;easbaciasmarítimasdeCampos,Pará-Maranhão,SantoseSergipe-Alagoas),totalizando285.399,534km2.ÁreascomAcumulaçõesMarginais:ParaoprimeirociclodeOfertaPermanente,serãodisponibilizadas15áreascomacumulaçõesmarginais,nasBaciasTerrestresdoEspíritoSanto,PotiguareRecôncavo.AsáreasselecionadaspelaANPaindadependemdeavaliaçãodosórgãosambientaiscompetentes.

Etapa Data

-

Etapa

ANP-ConsultaeAudiênciaPúblicasnº02/2018

20/02/18

27/02/18

PrevisãoparapublicaçãodoresultadodaHabilitaçãopelaCEL

Prazoparainterposiçãoderecurso:5diasúteisapósapublicaçãodoresultadodaHabilitaçãonoDiárioOficialdaUnião

PrevisãoparaHomologaçãodoresultadodoLEILÃOeAdjudicaçãodoobjeto

PrazoparaentreganaANEELdocronogramaedoorçamentodeconstruçãodasInstalaçõesdeTransmissão

Realização 20/12/17

Realização

Obtersubsídiosacercadapertinênciadaprevisãoregulatóriadopré-pagamentodeenergiaelétrica,analisarosobstáculosdasuaimplantaçãoeavaliarpropostasdeaprimoramentosnaResoluçãoNormativanº610/2014.

Etapas Data


Data


Desenvolvimentodeestudosparaviabilizararealizaçãoda2ªLicitaçãodeBlocosparaExploraçãoeProduçãodePetróleoeGásNatural,soboregimedepartilhadeprodução,emáreasunitizáveisnaregiãodopolígonodopré-sal.

Etapa Data

18/12/17

Resultadodojulgamentodehabilitação 05/03/18

SessãopúblicaderealizaçãodoLEILÃO,às10horas,naB3S.A,sitoàRuaXVdeNovembrono275–SãoPaulo–SP

15/12/17

31/01/18

07/02/18

ANEEL-LeilãodeTransmissão002/2017Concessõesparaaprestaçãodoserviçopúblicodetransmissãodeenergiaelétrica,referenteàconstrução,àoperaçãoeàmanutençãodelinhasdetransmissão,subestaçõesedemaisinstalaçõesintegrantesdaRedeBásicadoSistemaInterligadoNacional-SIN.Ocertameserádivididoem11lotes,comempreendimentosnosestadosdaBahia,Ceará,MinasGerais,Pará,Paraíba,Paraná,Piauí,Pernambuco,RioGrandedoNorteeTocantins.Asinstalaçõesdeverãoentraremoperaçãocomercialnoprazode36a60mesesapartirdadatadeassinaturadoscontratosdeconcessão.

Etapas Data

ANEEL-LeilãoA-1eA-2/2017LeilõesdeEnergiaExistenteA-1eA-2.OsuprimentodeenergiaelétricadoLeilãodeEnergiaExistente"A-1",de2017,teráinícioem1ºdejaneirode2018etérminoem31dedezembrode2019.OsuprimentodeenergiaelétricadoLeilãodeEnergiaExistente"A-2",de2017,teráinícioem1ºdejaneirode2019etérminoem31dedezembrode2020.ArealizaçãodoLeilãodeEnergiaExistente"A-1"deveráantecederàrealizaçãodoLeilãodeEnergiaExistente"A-2".AcomprafrustradanoLeilãodeEnergiaExistente"A-1"nãoserácontratadanoLeilãodeEnergiaExistente"A-2".Etapas

12/02/18

ANEEL-Consulta016/2017

ObtersubsídiosparaaanálisedaPropostaOrçamentáriadoOperadorNacionaldoSistema-ONSpara2018.

Etapas Data


ANEEL-Audiência078/2017ObtersubsídiosparaoaprimoramentodapropostareferenteàQuartaRevisãoTarifáriaPeriódicadaEnelDistribuiçãoRio-EnelRJ,avigorarapartirde15/03/2018,edefiniçãodoscorrespondenteslimitesdosindicadoresdecontinuidadedeDuraçãoEquivalentedeInterrupçãoporUnidadeConsumidora-DECedeFrequênciaEquivalentedeInterrupçãoporUnidadeConsumidora-FEC,paraoperíodode2019a2023.

Etapas Data


DataehoráriodarealizaçãodaAudiência Dia18/01/2018de14:00às17:00.Niterói-RJRuaMarechalDeodoro,217-Centro-AuditóriodaUniversidadeSalgadodeOliveira(Universo)

ANEEL-Audiência079/2017ObtersubsídiosparaadefiniçãodastarifasiniciaisparaasCooperativasrelacionadasaseguir,passíveisdeseremregularizadascomopermissionáriasdoserviçopúblicodedistribuição:1.Codesam;2.Cegero;3.Cerci;4.CeralAraruama;5.Cemirim;6.Cerfox;7.Cervam;8.CooperzemDistribuição;9.Eletrorural;10.Cersad;11.Certhil;12.Coopersul;e13.Coopernort.

Etapas

ANEEL-Audiência077/2017DebateroeditaldoleilãodegeraçãoNº1/2018-“A-4”.Oobjetivodocertameécontratarenergiaelétricaprovenientedenovosempreendimentosdegeraçãodefonteshidrelétrica,eólica,solarfotovoltaicaetermelétricaabiomassa,cominíciodesuprimentoem1°dejaneirode2022.Oleilãoestáprevistopara4/4/2018.AenergiaelétricageradaseráobjetodeContratodeComercializaçãodeEnergiaemAmbienteRegulado(CCEAR),nasmodalidadespordisponibilidadeparaosempreendimentoseólicos,fotovoltaicosetermelétricos,comprazodesuprimentode20anos,equantidadedeenergiaparaempreendimentoshidrelétricos,comprazodesuprimentode30anos.

Etapas Data


02/02/18


ObtersubsídiosparaarevisãodosProcedimentosdoProgramadeEficiênciaEnergéticaReguladopelaANEEL-PROPEE.

Etapas Data

Data



Etapa Data

Realizaçãodarodada 07/06/18

DeverãoseravaliadososprospectosdeAram,SudestedeLula,SuleSudoestedeJúpitereBumerangue,todosnaBaciadeSantos.

Realizaçãodarodada Terceirotrimestrede2019

DeverãoserselecionadosblocosdasbaciasdeCamamu-Almada(setoresSCAL-AP1eAP2)eJacuípe(setorSJA-AP)edeáguasultraprofundasforadoPolígonodopré-saldasbaciasdeCampos(SC-AP4)edeSantos(setorSS-AUP5),edasbaciasterrestresdoSolimões(setorSSOL-C)eParecis(setoresSPRC-LeO),alémdeblocosdesetoresterrestresdasbaciasdeSergipe-Alagoas,Recôncavo,PotiguareEspíritoSanto.

Etapa Data


ANEEL-LeilãoA-6/2017LeilãodeEnergiaNova“A-6”de2017,noqualserãonegociadosContratosdeComercializaçãodeEnergianoAmbienteRegulado(CCEAR),cominíciodeentregaem1ºdejaneirode2023,namodalidadeporquantidadeparausinashidrelétricas(suprimentodetrintaanos),enamodalidadepordisponibilidadeparausinastermelétricasacarvão,agásnaturalemciclocombinadoouabiomassa(suprimentodevinteecincoanos)eusinasapartirdefonteeólica(suprimentodevinteanos).

DataRealização

Até5(cinco)diasúteisapósoregularaportedagarantiadefielcumprimento

PublicaçãodoavisodehomologaçãodoresultadoeadjudicaçãodoobjetodoLeilão 28/03/18


SetorElétrico

ObtersubsídiosparaarevisãodaResoluçãonº395/1998,queestabeleceosprocedimentosgeraispararegistroeaprovaçãodeestudosdeviabilidadeeprojetobásicodeempreendimentosdegeraçãohidrelétrica.

ANP-5ªRodadadeAcumulaçõesMarginais

-

Data

Etapa Data

Autorizaçãoparaarealizaçãodarodada PendentedeaprovaçãodaPresidênciadaRepúblicaeposteriorpublicaçãonoDiárioOficialdaUnião(DOU).

Realizaçãodarodada Previsão:primeirosemestrede2018


Realizaçãodarodada Previsão:segundosemestrede2019



Etapas Data


Prazolimiteparacolaboração Até19/02/2018

PRIMEIRAFASE:colhersubsídioseinformaçõesadicionaispara(i)criaçãodoMecanismodeVendadeExcedentes,(ii)revogaçãodaResoluçãoNormativanº711/2016e(iii)alteraçãoda

ResoluçãoNormativanº693/2015.De30/11/2017a15/01/2018

SEGUNDAFASE:serãooportunizadasmanifestaçõesrelativasapenasàscontribuiçõesrecebidasnaprimeirapartedaAudiênciaPública. De18/01/2018a01/02/2018

ObtersubsídiosparaoaprimoramentodametodologiaderateiodeinadimplênciaedacobrançadosEncargosdeServiçodoSistemanaLiquidaçãoFinanceiradoMercadodeCurtoPrazonoâmbitodaCâmaradeComercializaçãodeEnergiaElétrica-CCEE.

Etapas DataSEGUNDAFASE:serãooportunizadasmanifestaçõesrelativasexclusivamenteàscontribuiçõesrecebidasnaprimeirafasedaAudiênciaPública.Assim,osinteressadosnãomaispoderão

contribuiràpropostadaANEEL(oqueocorreunaprimeirafase),masterãoaoportunidadedesemanifestarformalmenteemrelaçãoàscontribuiçõesdosdemais.

De18/12/2017a02/02/2018


Obtersubsídiosparaaregulamentaçãodavendadeexcedentesdequetrataoart.6ºdaLeinº13.360/2016.

Etapas Data

De20/12/2017a12/01/2018

SEGUNDAFASE:serãooportunizadasmanifestaçõesrelativasexclusivamenteàscontribuiçõesrecebidasnaprimeiraetapadaAudiênciaPública.Assim,osinteressadosnãomaispoderão

contribuiràpropostadaANEEL(oqueocorreunaprimeirafase),masterãoaoportunidadedese

Até13/07/2018

Fimdoprazoparaentregadosseguintesdocumentos:(i)deassinaturadoscontratosdeconcessão;e(ii)dequalificaçãodaafiliadaindicadaparaassinarocontrato,seforocaso.

27/02/18

02/03/18

PrazoparaentreganaANEELdosdocumentosdaSPEoudaCONCESSIONÁRIADETRANSMISÃOexigidosparaaassinaturadoCONTRATODECONCESSÃO

ANEEL-Audiência069/2017Obtersubsídiosvisando:(i)oaprimoramentodapropostadedefiniçãodoanolimiteparaoalcancedauniversalizaçãoruraldaregiãodoPantanalSulMato-grossensenosmunicípiosdeAquidauana,Corumbá,Coxim,Ladário,Miranda,PortoMurtinhoeRioVerde,conformeminutadisponibilizada;e(ii)apossibilidadedeenquadramentodepartedasmicrorregiõesdePaiaguás,NhecolândiaeNabilequecomoRegiõesRemotasdeSistemasIsolados,nostermosdoDecretonº7.246,de28dejulhode2010,demodoaviabilizaroressarcimentoparcialdoscustosdeinstalação,manutençãoeoperaçãodossistemasSIGFI/MIGDIpormeiodaContadeConsumodeCombustíveis-CCC.

Etapas Data

ANEEL-LeilãoA-4/2017LeilãodeEnergiaNova“A-4”de2017,noqualserãonegociadosContratosdeComercializaçãodeEnergianoAmbienteRegulado(CCEAR),cominíciodeentregaem1ºdejaneirode2021,namodalidadeporquantidadeparausinashidrelétricas(suprimentodetrintaanos),enamodalidadepordisponibilidadeparausinastermelétricasabiomassaeusinasapartirdefonteeólicaesolarfotovoltaica(suprimentodevinteanos).

Etapas Data




DevoluçãodasGarantiasdeParticipação 5diasapósaassinaturadosCCEARs

Etapas Data


PublicaçãodoavisodehomologaçãodoresultadoeadjudicaçãodoobjetodoLeilão

24/01/18

DataestimadaparaassinaturadoCCEAR Até25diasúteisapósaAdjudicação


DivulgarapropostaderevogaçãodaResoluçãoANPnº06,de05defevereirode2014,quedispõesobrecadastramentodelaboratóriosdebiodieseljuntoaANP.

Etapa Data

PeríododaConsultaPública De19/01/2018a19/02/2018

DatadaAudiênciaPública 12/03/18

DivulgarapropostadealteraçãodaResoluçãoANPnº30,de23dejunhode2016,queestabeleceaespecificaçãodeóleodieselBXaB30

Etapa Data



28/03/18

EnviodosdocumentosdeconstituiçãodaSPE 98diascorridoscontadosdadataderealizaçãodoLeilão–até28/03/2017



DevoluçãodasGarantiasdeProposta

Divulgaçãodasregraspararealizaçãoeparticipaçãonaofertapermanente Até30/04/2018

Divulgaçãodosparâmetrostécnicoseeconômicosdasáreaseblocos Até30/04/2018

Iníciodasinscriçõesemanifestaçãodeinteressevinculante Apartirde02/05/2018

Apresentaçãodeofertas Apartirde01/11/2018

Petróleo&GásNatural

Publicaçãodoeditaledomodelodocontratodeconcessão Até25/01/2018


Seminárioambientalejurídico-fiscal 02/02/18

Fimdoprazoparapreenchimentodoformuláriodeinscrição,entregadosdocumentosdeinscriçãoepagamentodataxadeparticipação 07/02/18

Data-limiteparaapresentaçãodasgarantiasdeoferta 08/03/18

Sessãopúblicadeapresentaçãodasofertas 29/03/18

Fimdoprazoparaentregadosdocumentosdequalificação(licitantevencedora) 13/04/18

Adjudicaçãodoobjetoehomologaçãodalicitação


ANEEL-Audiência083/2017Obtersubsídiossobreosseguintestópicos,detalhadosnaNotaTécnicanº167/2017,emitidapelaSuperintendênciadeRegulaçãodosServiçosdeGeração-SRG:(i)critériosdeelegibilidadeparaageraçãotermelétricadespachadaporrazõesderestriçõeselétricas,aserconsideradanodeslocamentodegeraçãohidrelétrica;(ii)tratamentoparaasinflexibilidadestermelétricasdeclaradasnaprogramaçãodiáriaeemtemporeal;e(iii)tratamentodaimportaçãodeenergiasemgarantiafísica.

Etapas Data


ANEEL-LeilãoA-4/2018ConstituiobjetodesteLEILÃOacompradeenergiaelétricaprovenientedenovosempreendimentosdegeração,apartirdasfonteshidráulica,eólica,solarfotovoltaicaetérmicaabiomassa,noAmbientedeContrataçãoRegulada(ACR),cominíciodesuprimentoem1ºdejaneirode2022,conformePortariaMMEnº465/2017esuasalterações.

Etapas DataRealização 04/04/18


ObtersubsídiosparaatualizaraResoluçãonº67/2001,queestabeleceoprocedimentoparacálculoerecolhimentodaCompensaçãoFinanceirapelaUtilizaçãodeRecursosHídricos-CFURH,noquetangeacobrançademultaejurosporatrasonoseurecolhimento.

Etapas Data


ANEEL-Audiência082/2017ObtersubsídiosparaarevisãodaResoluçãoNormativanº454/2011,queestabeleceoscritériosecondiçõesparaentradaemoperaçãocomercialdereforçoseampliaçõesdeinstalaçõesdetransmissãoaseremintegradosaoSistemaInterligadoNacional-SIN,bemcomoparaarevisãodosSubmódulos15.8,20.1,21.10e24.3dosProcedimentosdeRede.

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28/03/18




















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Etapas Data

ANEXO - CRONOGRAMA DE LEILÕES E CONSULTAS PÚBLICAS

60



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Até31/01/2018



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20/02/18

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18/12/17



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61



Continuação

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20/02/18

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18/12/17



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Até31/01/2018



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11/10/18



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20/02/18

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18/12/17



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Continuação

63


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Realização


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18/12/17



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Continuação

Mantenedores Premium (Elite) da FGV Energia: Mantenedores Master da FGV Energia:

RIO DE JANEIROPraia de Botafogo, 210 - CoberturaTel.: +55 21 3799 6100fgv.br/energia

boletim - fgv energiafgvenergia.fgv.br/sites/fgvenergia.fgv.br/files/boletim_janeiro-2018.pdf ·...

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